При сравнении прогнозных оценок нефтегазоносности и реальных показателей извлекаемых запасов нефти и газа для Тимано-Печорской провинции возникает парадоксальная ситуация: первые – растут, а вторые – падают. Подобное положение в первую очередь объясняется незначительными объемами разведочного бурения, а во вторую – разнобоем в методике подсчета прогнозных ресурсов. Сохранению слишком высокого элемента спекулятивности в расчетах прогнозных ресурсов способствует теоретически канонизированный подход к определению механизма генерации УВ. В табл. 1 приведены соответствующие данные разных авторов, причем первые из них рассматриваются как официально принятые.

Как видно, превышение последних данных над первыми достигает 10-кратной величины, даже с учетом начальных ресурсов, оцененных в 1929 г., которые составили 397 млн. т нефти и газоконденсата, а также 407 млрд м³ природного газа (Грунис Е.Б., Гайдеек В.И., Гранович К.Б., 1995).

Основание Печорской плиты – байкальский фундамент – представляет собой инверсированный комплекс геосинклинальных вулканоосадочных метаморфизованных отложений верхнего протерозоя (рифея). Его возрастные и структурные аналоги встречены в разных регионах мира: гренвиллиды – в Северной Америке, протерозоиды Северо-Западного Квинсленда – в Австралии, рифеиды Центральной Сахары – в Африке и собственно байкалиды – в Азии. Байкалиды представляют собой складчато-глыбовое обрамление древних платформ и объединяются в единый байкальский тектонотип (Булгатов А.Н., 1973; Кочетков О.С., 1980). К байкальскому фундаменту на севере Африки приурочена большая часть гигантского месторождения Ауджила-Нафура-Амал (Ливия), заключающая 2/3 извлекаемых запасов нефти, т.е. 590 млн т.

В Тимано-Печорской провинции еще в 30-40-е гг. в районе Южного Тимана нефтенасыщенные сиениты байкальского фундамента были вскрыты скважинами на Изкосьгоринской антиклинальной структуре. Вблизи пос. Водный в сланцах фундамента была вскрыта скважинами газовая залежь. Газопроявления были также получены здесь при бурении скважин на глубине до 388 м относительно кровли сланцев фундамента в виде довольно мощных восходящих струй. По данным А.В.Кулевского (1942) состав УВ-газов в сланцах и вышележащих газонасыщенных девонских отложениях базальных горизонтов чехла идентичен (метан – 97,87 %, этан и другие УВ – 2,13 %, следы гелия).

В фундаменте на площади Водный–Ярега в ряде скважин наблюдались нефтепроявления в виде жидкой нефти, вытекающей из открытых трещин в сланцах, до глубины 40,7 м ниже их кровли. "Ниже, до глубины 150 м, встречается лишь сгущенная нефть, еще ниже (150-200 м) наблюдаются нефтепроявления лишь в виде битумов переходного к асфальту типа и, наконец, на глубине 200 м – только твердые битумы..." (Розанов А.Н., 1947). А.Н. Розанов такую сменяемость с глубиной объясняет затеканием нефти в сланцы из девонских прилегающих к выступу фундамента коллекторов, которое в действительности нереально, так как в этом случае затекавшая нефть давно бы закупорила, окисляясь, все трещины в сланцах. Кроме того, она имеет восходящую миграцию, поступая из более глубоких горизонтов фундамента, возможно, образуя там залежь, находящуюся под аномально высоким давлением. В отношении восходящего газа из глубин фундамента А.Н. Розанов вынужден был признать его более глубинный источник, но в виде графитизированного органического вещества самих сланцев, не рассматривая, однако, механизм такого превращения и отделяя газопроявления по источнику генерации от нефтепроявлений.

Иного мнения придерживался И.Н. Стрижов (1939), который доказывал, что нефть Ярегского месторождения в девонских отложениях, перекрывающих фундамент, "пришла" из последнего, будучи протерозойского происхождения, по трещинам в сланцах (Калюжный В.А., 1948). К этому следует добавить, что наличие в трещинах сланцев твердых битумов и одновременно жидкой нефти свидетельствует о неоднократном стадийном заполнении трещин битумами. Этот процесс достаточно сходен со стадийным выделением битумов в пневматолито-гидротермальных жилах (Соболев B.C., 1975; [4]). В них обнаружился последовательный во времени дискретный ряд минерализации: графит– антраксолиты – кериты – асфальтиты – асфальты – нефти, сопровождаемый газопроявлениями. Соглашаясь с мнением И.Н. Стрижова и не видя возможностей сосуществования раздельных источников генерации нефти и УВ-газов, укажем на новые данные изучения керна сверхглубокой скважины 700 Ярега, пробуренной в замке Ярегской структуры [2] и прошедшей по сланцам и другим метапородам фундамента более 4,5 км. На основании этой информации Р.П. Готтих и Б.И. Писоцким (ВНИИгеоинформсистем) установлена тенденция увеличения газонасыщенности пород с глубиной и заполнения кварц-карбонатных прожилков "водным раствором, жидкими УВ, битуминозным веществом и газами", имеющими восходящий характер, начиная с низов вскрытого разреза. Причем битумы имеют "генетическое родство" с ярегской нефтью.

Таким образом, увязывая данные А.Н. Розанова, А.В. Кулевского, И.Н. Стрижова с новыми материалами бурения скв. 700 Ярега, следует сделать единственно возможный вывод о поступлении УВ-флюидов, жидких и газовых, в коллекторы осадочного чехла из глубин фундамента, породы которого сильно дислоцированы и метаморфизованы, а также высокопроницаемы для флюидов благодаря Ярегскому разлому, "живущему" и сейчас. К Ярегскому и параллельному ему Войвожскому разлому приурочены УВ-залежи и ряда других нефтяных и газовых месторождений (рис. 1), в сходности механизма формирования которых с Ярегским месторождением вряд ли приходится сомневаться.

Однако до сего времени нередко высказывается мнение о латеральной миграции УВ-флюидов из глубин Печорской впадины в сторону Тимана на многие десятки километров (Вассерман Б.Я., 1964) с образованием УВ-скоплений. Вероятность такой миграции допускалась в период осадконакопления в среднем и позднем девоне до проявления позднедевонского базальтового магматизма. Добазальтовый возраст ярегской нефти, казалось бы, подтверждается (Лобозова Р.В., Зиборова А.В., Шабо З.В., 1991). Только авторы "забыли" сослаться на В.А. Калюжного (1948), который, проведя детальные геолого-петрографические и геохимические исследования ярегских диабазов и вмещающих девонских пород, однозначно доказал более позднее появление нефти относительно диабазовых тел. Их внедрение и тектоническая активизация осложнили блоковую структуру Тимана, исключив тем самым вероятность дальней латеральной миграции УВ к местам скопления, что опровергает соответствующие мнения.

Для установления вещественных связей УВ-скоплений осадочного чехла и байкальского фундамента, а также потенциальной нефтегазоносности фундамента Тимано-Печорской провинции авторами настоящей статьи были исследованы особенности распределения С_орг и битумоидов в палеозойских глинистых и карбонатно-глинистых породах осадочного чехла Верхнепечорской впадины (Вуктыльская, Патраковcкая площади) и породах тиманского фундамента (скв. 700 Ярега).

Наряду с полученными данными (С_орг, хлороформенный (ХБА) и спиртобензольный (СББА) битумоиlы) привлекались материалы других исследователей из опубликованных и фондовых материалов (табл. 2, табл. 3). Сравнительный статистический анализ содержаний С_орг выявил близость диапазонов его концентраций и средних статистических показателей для палеозойского осадочного комплекса и пород фундамента в рассматриваемых районах Тимано-Печорской провинции, а также превышение субкларков С_орг для подобных пород палеозоя и протерозоя всей Русской платформы (Мидисов А.А., Ронов А.Б., 1970; Кочетков О.С., Алисиевич Л.Н., 1998). Это можно расценивать с позиций явной концентрации углеродистого вещества в парапородах как показатель нефтегазоносности не только осадочного чехла, но и нижележащего байкальского фундамента (рис. 2).

Для ответа на первый вопрос нужно подчеркнуть, что еще недавно бытовало мнение о скудной органической жизни в докембрии, которое было опровергнуто [3]. Полученные нами данные применительно к докембрию Тимано-Печорской провинции свидетельствуют о близости остаточных концентраций С_орг в однотипных породах как на ранних стадиях катагенеза, так и на поздних стадиях метаморфизма. Подобный вывод приемлем и для однотипных пород осадочного чехла как в целом, так и в частности. Так, нами отражены колебания содержаний С_орг с глубиной залегания пород для байкалид и палеозойских отложений (рис. 3).

Для ответа на второй вопрос были рассмотрены наиболее значимые геохимические показатели битумоидов в тех же породах (С/Н,С_орг/ХБ, К/Н, Н/С_ат, O/С_ат). Используя разделение содержаний ХБА по Н.Б. Вассоевичу (1973), определяем, что для вуктыльского разреза характерны средние содержания ХБА, патраковского – очень низкие и низкие, К/Н соответственно в среднем ниже единицы (0,54-0,92) и выше единицы (2,02-2,60). Иными словами, в вуктыльском разрезе подвижного битумоида больше, но вниз по разрезу его количество имеет некоторую тенденцию к снижению, а содержание С_орг резко уменьшается. Патраковский разрез верхней половиной стратиграфически наращивает вуктыльский разрез. Но в среднем значение К/Н стабильно по всему разрезу, отражая тем самым большую степень деструкции керогена, по этой причине корреляция С_орг и СББА довольно высокая, что доказывает их генетическую общность и чего нельзя принять для ХБА и С_орг, так как подвижные битумоиды в основном имеют эмиграционный характер (см. табл. 3).

Все три группы характеризуются метаморфизмом осадочных пород при T-условиях от 400 до 750 °С, графитизацией исходного сапропелевого вещества. Концентрации ХБА в докембрийских породах и породах вышележащего палеозойского нефтегазоносного комплекса имеют близкие диапазоны значений, что подтверждает первоочередно потенциальную нефтегазоносность верхнего байкальского фундамента. При этом выявлены следующие геохимические особенности: 1) статистическая динамика соотношений С_орг и ХБА свидетельствует о нарастании концентраций ХБА от байкальского к более древнему фундаменту – карельскому и их снижении – к архейскому; 2) однако при этом прямой зависимости между ХБА и содержанием С_орг не выявляется; 3) в первой и второй группах эта зависимость имеет параболический характер (рис. 4, рис.5). Особый интерес представляют высокие и повышенные концентрации ХБА и одновременно очень низкие содержания С_орг в гипабиссальных ультрабазит-базитовых породах и их туфах, ассоциирующих с метапородами второй группы (см. рис. 4, А). Расположение соответствующих им точек по вертикальной ветви параболы подчеркивает ювенильность подвижных битумоидов и их накопление в магматитах как реальных переносчиков УВ в вышележащие структурные этажи земной коры. Аналогичным образом в третьей группе концентрации ХБА имеют довольно стабильный статистический уровень и также не зависят от содержания С_орг (см. рис. 4, А).

Ответ на третий вопрос можно получить, принимая во внимание сопряженность концентраций ХБА со степенью метаморфизма пород, графитизацией С_орг, а также с постоянно протекающей углеводородной дегазацией комплексов фундамента. Выявленное статистическое распределение С_орг и ХБА свидетельствует о преобладающей эмиграционной форме ХБА в байкальском фундаменте, геохимически наследуемом характере подвижных битумоидов, их поступлении из более древних комплексов фундамента. Следовательно, они имеют явно ювенильную природу, образуясь в виде продуктов рециклинга глубинных газовых флюидов и гидрогенизации углеграфита при регрессивном метаморфизме (Алексеев Ф.А. и др., 1978; Кочетков О.С., 1995).

Высказываемое предположение В.Г. Оловянишникова (1993) о вероятном уничтожении битумоидов во внутренних районах рифейской Урало-Тиманской геосинклинали, т.е. в районах современного Приуралья, благодаря метаморфизму и складчатости отчасти правильно, если иметь в виду битумоиды первично-осадочные, органогенные. Но если учесть метаморфогенный ювенильный синтез битумоидов, как показано нами, в докембрийских комплексах фундамента, то байкалиды Тимано-Печорской провинции вполне потенциально нефтегазоносны в зонах тектонической трещиноватости, брекчирования, межформационных перерывов. Происходила и происходит дальнейшая восходящая по разломам миграция УВ-флюидов в породы осадочного чехла (Бойко Г.Е., 1982), создающая нередко локальные скопления с аномально высоким пластовым давлением.

Подобные соображения о единстве и преемственности УВ-вещества во флюидодинамической системе фундамент – осадочный чехол дополняют, помимо особенностей распределения С_орг и ХБА, данные по геохимическим показателям Н/С_ат, O/С_ат (рис. 5, рис.6). Для комплексов пород байкальского, добайкальского фундаментов и осадочного чехла (Вуктыл, Патраковка, Баган) они сходны, что подчеркивает геохимическое родство УВ-флюидов между комплексами как частями каркаса единой флюидодинамической системы.

На диаграмме Караваева (см. рис. 6) это иллюстрируется тем, что поле показателей С_орг и Н/С_ат для докембрийских пород фундамента по Кольской сверхглубокой скважине перекрывается таким же полем для палеозойских пород Приуралья (Вуктыл, Патраковка). Однако при этом битумоиды протерозойских пород более окислены и ароматизированы, чем таковые архейских пород (интервал глубин 8400-9400 м), что объясняется глубинным положением первых в зоне (до 2,7 км) фильтрации кислородсодержащих гравитационных вод (Белоконь В.Г., 1987).

По степени гидрогенизации (Н/С_ат) разброс точек значителен как для тех, так и для других (см. рис. 5). Правда, она по своему уровню заметно выше для Вуктыльской площади по сравнению с Патраковской, что и должно быть теоретически. Поле немногочисленных точек байкалид PR₂ (всего 5) очень тесно сопряжено с точками Вуктыльской площади, что подчеркивает их геохимическую преемственность. Тут же располагаются точки битумоидов из эффузивов, гидротермальных образований и перидотитов протерозойского разреза по Кольской сверхглубокой скважине, как бы иллюстрируя сходство УВ-вещества, переносимого из фундамента в осадочный чехол в зонах разломов магматическим расплавом и ювенильными флюидами. Их автономность относительно битуминозных и нефтеносных пород осадочного чехла доказывается тем, что они наблюдаются как в самом чехле, так и в кристаллическом протерозой-архейском фундаменте (Соболев B.C., 1975; [4]).

Складчатый характер байкалид, осложненный взбросонадвиговыми структурами, зонами тектонического брекчирования и трещиноватости тиманского простирания, обусловливает миграцию через фундамент ювенильных флюидов и возможность их скопления в благоприятных для этого упомянутых тектонических зонах, тем более если они в прикровельной части переходят в остаточные коры выветривания с повышенными коллекторскими свойствами.

1. Кольская сверхглубокая /Отв. ред. Е.А. Козловский. – М.: Недра, 1984.
2. Овчинников Э.Н., Красиков П.И. Некоторые геологические результаты бурения параметрической скважины 700-Ярега на рифей-вендские отложения Ухтинского района // Наследие А.Я. Кремса – в трудах ухтинских геологов. – Сыктывкар, 1992. – С. 50-54.
3. Сидоренко Св.А., Сидоренко А.В. Органическое вещество в осадочно-миграционных породах докембрия: Тр. ГИН АН СССР. - М., 1975. -Вып. 277. -С. 116.
4. Флоровская В.Н., Мелков В.Г. О генетической природе твердых углеродистых веществ // Тр. ВСЕГЕИ. Новсер. - 1975. - Т. 261. - С. 78-89.
5. Welin E. The occurence of asphaltite and thucholite in the prekambrian bedrok of Sweden // Geologiska Foreningens i Stockholm Forhandlingar. –1966. - Vol. 87, № 523. - P. 4.

1 – границы Складчатого Урала и Пай-Хоя; 2 – восточная граница Русской платформы; 3 – граница архейского и протерозойского фундаментов Русской платформы; 4 – магматическая ось Тиманского кряжа (а) и западная граница Урала (б); 5 – предполагаемые границы геоструктур; 6 – Ижемский выступ; 7 – выявленные структуры; 8 – месторождения: а – нефтяные, б – газовые; площади: 9 – перспективные, 10 – менее перспективные, 11 – бесперспективные, 12 – с невыявленными перспективами; 13 – разломы: а – Ярегский, б – Войвожский; 14 – границы Республики Коми; месторождения и структуры Тимано-Печорской провинции: 1 – Верховская, 2 – Эшмесская, 3 – Верхне-Чутинское, 4 – Нижне-Чутинское, 5 – Чибьюское, б – Ярегское, 7 – Айювинское, в – Южно-Айювинское, 9 – Нямедьское, 10 – Кушкоджское, 11 – Северо-Седьельское, 12 – Седьельское, 13 – Розьдинское, 14 – Изкосьгоринское; 15 – Войвожское, 16 – Нибельское, 17 – Верхне-Омринское; 18 – Нижне-Омринское, 19 – Джебольское, 20 – Южно-Джебольская, 21 – Тыбьюская,
22 – Правобережная, 23 – Изнырская, 24 – Савиноборская; 25 – Лемьюская, 26 – Войская, 27 – Западно-Войская, 28 – Худаельская, 29 – Югыдское, 30 – Кыртаельская, 31 – Каменская; 32 – Южно-Лыжская, 33 – Ольгевейнюрская, 34 – Северо-Лыжская; 35 – Тереховейская; 36 – Мутно-Материковая, 37 – Большепорожская, 38 – Веслянские купола, 39 – Синдорская, 40 – Чожская, 41 – Аныбская, 42 – Северо-Мылвинское, 43 – Елмач-Парминская, 44 – Ираельская, 45 – Ронаельская, 46 – Западно-Тэбукское, 47 – Ваньюская, 48 – Мичаюская, 49 – Печоро-Кожвинская, 50 – Печоро-Городская, 51 – Вуктыльская, 52 – Курьинская, 53 – Патраковская

I – протерозой–рифей, скв. 700 Ярега; II – палеозой, Вуктыльская (1) и Патраковская (2) плошади

1 – области химических составов битумоидов в породах палеозойского (а), протерозойского и архейского (б) возраста; 2 – Восточные Саяны, Алдан, PR₃; 3 – Кольская сверхглубокая скважина: а – PR_1-2, б – AR; 4 – площади Тимано-Печорской провинции: а – Вуктыльская, б – Патраковская; 5 – границы: а – нижняя Вуктыльской площади, б – верхняя Патраковской площади

Битумоиды: 1 – Кольской сверхглубокой скважины, 2 – Тимано-Печорской провинции: а – Вуктыльской, б – Патраковской, в – Баганской площадей, 3 – Припятской впадины; 4 – положение битумоидов в интервалах глубин Кольской сверхглубокой скважины: I - 8400-9400 м, II - 3000-6485 м, III - 6490-7700 м