Проблемой связи неотектонических движений и нефтегазоносности платформенных бассейнов занимались многие исследователи (Ласточкин А.И., 1974; Розанов Л.Н., 1979; Рыжов И.Н., 1988; Удот Г.Д., 1979; Фердман Л.И., 1977; Ференс-Сороцкий А.А., 1979; Якушев В.И., 1979). При этом неоднократно подчеркивалось, что собственно образование газовых и нефтяных месторождений зависит от множества разнообразных факторов: историко-геологических (палеогеография, литология), геохимических, структурно-тектонических и др. Однако большинство из них так или иначе связаны с новейшими деформациями. Сами новейшие деформации зачастую полностью или частично унаследуют структурный план более ранних тектонических этапов, причем основной механизм формирования тектонических структур мог функционировать достаточно продолжительное время. Кроме того, по-видимому, наиболее важно и то, что сохранность газовых и нефтяных месторождений непосредственно определяется неотектоническими движениями.

Эмпирические зависимости между неотектоническими параметрами и показателями нефтегазоносности для Русской плиты подробно рассмотрены В.И. Якушевым [2]. Для выявления роли новейших движений в размещении месторождений нефти и газа им были исследованы территории Татарстана, Башкортостана, а также Самарской, Оренбургской, Саратовской и Волгоградской областей (проанализировано 716 месторождений). В результате проведенного анализа получены определенные закономерности в распределении залежей нефти и газа относительно разной степени интенсивности новейших тектонических движений.

Так, в частности, В.И. Якушевым было установлено, что в основном месторождения нефти и газа сконцентрированы в областях, которые характеризуются амплитудой неотектонических поднятий от 100 до 180 м относительно современного положения уровня моря. При этом наблюдается резкое убывание числа месторождений как в области малых, так и очень высоких значений амплитуд неотектонических движений (рис. 1, A). Помимо этого, максимальное число месторождений (553 из 702 анализируемых) приурочено к областям с минимальными значениями градиента амплитуды вертикальных неотектонических движений - от 0,1 до 5 м/км (см. рис. 1,Б). Значения градиента рассчитывались как отношение разностей амплитуд неотектонических движений в точках, находящихся на расстоянии 1 км, причем эта зависимость достаточно сложная и может существенно различаться для нефтяных и газовых месторождений. Большинство нефтяных месторождений приурочено к областям с минимальными значениями градиента амплитуды - от 0,1 до 2,0 м/км, в то время как газовые и газоконденсатные месторождения, как правило, размещаются в областях с несколько более высокими значениями градиента.

И, наконец, В. И. Якушевым был рассмотрен характер влияния степени активизации трещинно-разрывных дислокаций, выраженных плотностью мегатрещиноватости (числом отдешифрированных линеаментов, отнесенных к единице площади), на размещение и формирование нефтяных и газовых месторождений. Этот показатель особенно важен, поскольку непосредственно влияет на сохранность месторождений. Для Волго-Уральского региона 95% известных месторождений приурочено к зонам низкой и средней плотности мегатрещиноватости и только 5% - к зоне высокой плотности (см. рис. 1,В).

Описанные закономерности позволили создать предпосылки для проведения вероятностного прогноза территории Мезенской синеклизы с целью выявления площадей, благоприятных в неотектоническом плане для обнаружения нефтяных и газовых месторождений. Для этого данные, полученные по территории Волго-Уральского региона, были экстраполированы на территорию Мезенской синеклизы.

Что касается первого допущения, то можно отметить следующее. Поверхность выравнивания, сформированная к началу новейшего этапа, развита на комплексе пород палеозой-мезозойского возраста. Несмотря на разнообразие вещественного состава пород данного комплекса, их устойчивость к процессам денудации различается незначительно [1].

Что же касается второго допущения, то здесь вопрос остается открытым. Мы можем лишь констатировать, что время наступления новейшего этапа развития севера Русской плиты большинством исследователей определяется как рубеж палеогена и неогена. Следовательно, начиная с конца мезозоя должна была идти активная пенепленизация этой территории. В пределах Русской платформы максимальное воздымание, по данным В.И. Бабака, В.И. Башилова, Н.И. Николаева (1982), А.А. Ференс-Сороцкого (1979), приходится на предакчагыльское время (плиоцен). Исходя из этого и учитывая практически полное отсутствие отложений, позволяющих судить об истории региона с конца мелового периода и до плейстоцена, можно с определенной долей уверенности предположить, что поверхность коренного рельефа формировалась с миоцена до плейстоцена, т.е. является примерно одновозрастной [1].

Таким образом, поверхность дочетвертичного рельефа с определенной долей точности принимается нами в качестве основного репера при выявлении неотектонических движений в пределах изучаемого региона. Современное положение этого уровня, отраженное на "Карте рельефа дочетвертичных пород Архангельской области и сопредельных территорий" масштаба 1:1 000 000, составленной В.А. Зайцевым и др. (1991), может быть интерпретировано как результат проявления новейших тектонических движений (рис. 2).

Для этого соответствующие значения амплитуд, градиентов и плотности мегатрещиноватости на картах Мезенской синеклизы замещались процентами встречаемости месторождений нефти и газа согласно соотношениям, полученным по Волго-Уральскому региону (см. рис. 1). В результате получены три схемы вероятности встречи нефтяных и газовых месторождений по каждому из указанных параметров. Затем значения вероятности для каждого параметра складывались, в результате чего была построена "Схема условной вероятности встречи нефтяных и газовых месторождений по неотектоническим данным на площади Мезенской синеклизы" (рис. 3).

Итак, согласно полученным значениям условной вероятности наиболее благоприятным по неотектоническим данным для формирования и сохранности месторождений нефти и газа на площади Мезенской синеклизы является Вашкинский свод (особенно в пределах северного участка Уктымского поднятия, центральной части Зеленомысского поднятия, южной половины Гаврилковского поднятия и практически всей Нившерской ступени). Несколько худшие, но все же достаточно хорошие условия нефтегазоносности отмечаются практически вдоль всей границы между Кулойско-Пинежским прогибом и Сафонской ступенью, на южной оконечности Пучкомского поднятия, на южной половине Небдинского поднятия, а также на площади Чанусского поднятия (см. рис. 2, рис.3).

Известные локальные структуры Мезенской синеклизы располагаются следующим образом: наиболее благоприятные неотектонические условия распространяются на Верхнеирасскую, Усть-Ежугскую и Карпагорскую локальные структуры, в несколько худших условиях находятся структуры Крутая, Няфтинская, Совпольская, Веркольская, Ежугская, Рюхинская, Олемская, Лешуконская, Нижнесумская и Пысская (см. рис. 3).

1. Рыжов И.Н. Неотектоника европейского Севера СССР. - Л.: Наука, 1988.
2. Якушев В.И. Роль новейших тектонических движений в размещении месторождений нефти и газа на Русской плите // Тектонические факторы размещения зон нефтегазонакопления. -Л., 1979. - С. 56-70.

1 - границы структур первого (а) и второго (б) порядков; 2 - стратоизогипсы поверхности дочетвертичных отложений, м

1 - изогипсы произведения условных вероятностей встречи нефтяных и газовых месторождений по неотектоническим данным; 2 - локальные структуры (по Каретникову Л.Г., 1990): 1 - Заворотная, 2 - Медвежья, 3 - Усть-Снопинская, 4 - Верхнеоменская, 5 - Чупровская, 6 - Калиновская, 7 - Мосеевская, 8 - Язевецкая, 9 - Цемская, 10 - Верхнеирасская, 11 - Крутая, 12 - Конеущельская, 13 - Койнасская, 14 - Нижнесумская, 15 - Лофтурско-Айпинская, 16 - Няфтинская, 17 - Ценогорская, 18 - Пысская, 19 - Елькибская, 20 - Макарибская, 21 - Субанская, 22 - Лоптюжская, 23 - Чимская, 24 - Усть-Няфтинская, 25 - Кимжинская, 26 - Рюхинская, 27 - Совпольская, 28 - Немнюгская, 29 - Полтинская, 30 - Ежутская, 31 - Усть-Ежутская, 32 - Лешуконская, 33 - Олемская, 34 - Карпагорская, 35 - Веркольская, 36 - Западно-Уфтюгская, 37 - Уфтюгская, 38 - Илешская, 39 - Усть-Выйская, 40 - Яренская; I-IX - наиболее перспективные участки для поиска нефти и газа