Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна

Часть II. Геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности северной части тимано-печорского бассейна.

Геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности акваториальной части ТП НГБ базируется на осадочно-миграционной теории происхождения нефти, согласно которой нефть образуется в результате деструкции керогена органического вещества, а нефтегазоносность осадочного бассейна обусловлена следующими основными процессами: накопление исходного органического материала в субаквальных отложениях, преобразование органического вещества на стадиях литогенеза (в первую очередь - катагенез) и образование углеводородов, их эмиграция из нефтегазоматеринской породы, миграция и поступление в коллектор.

Естественное стремление к адекватному описанию сложных природных систем и флюидодинамических процессов в недрах земли, а также возрастающие возможности современной вычислительной техники, привели к разработке и практическому анализу бассейновых моделей. Для акваториальной части Тимано-Печорского бассейна было выполнено в компьютерной программе геолого-геохимическое 2D моделирование, позволившее установить катагенетическую зональность отложений разреза, историю реализации генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород, очаги нефте- и газообразования, возможные пути миграции и аккумуляции углеводородов.

Основой для построения двухмерной модели послужил геолого-геофизический профиль, пересекающий все основные тектонические элементы акваториального продолжения бассейна (Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверскую впадину и Варандей-Адзъвинскую структурную зону). На базе геологической информации (Глава 2) для данного профиля были построены литолого-фациальная модель, палеопрофили для основных этапов развития бассейна, восстановлены мощности осадочных комплексов, эродированных в периоды подъема территории. Для учета палеовариаций температурных условий под руководством проф. Ю.И. Галушкина была выполнена реконструкция палеотемпературного режима бассейна в компьютерной программе <ГАЛО>.

Реконструкция истории погружения бассейна выполнялась с использованием процедуры (т.е. последовательного снятия слоев в последовательности, обратной геохронологической) с учетом поправки на уплотнение пород под весом вышележащих отложений (использовался закон экспоненциального уменьшения пористости с глубиной для каждого используемого литологического типа пород). При оценке параметров емкостно-фильтрационных свойств пород разреза использовалось уравнение Терцаги (Burrus, Schneider, 1992 ).

При характеристике геохимических условий нефтегазообразования для каждого нефтегазоносного комплекса были выделены и охарактеризованы нефтегазоматеринские толщи. При моделировании потоков флюидов (с учетом аппроксимированных данных по фильтрационным свойствам зон разломов) в разрезе осадочных отложений использовался многофазовый закон Дарси.

Для количественной оценки объемов УВ в осадочном бассейне некорректно использовать двухмерное моделирование, т.к. потоки в бассейне - трехмерные, однако для качественной оценки нефтегазоносности района применение таких моделей широко используется.

В главе 4 <Геотермические и геохимические условия нефтегазообразования> описаны результаты проведенной реконструкции палеовариаций плотности теплового потока (на поверхности фундамента, на поверхности осадочного чехла), выделяются нефтегазоматеринские толщи и приводится их детальная характеристика.

Восстановление палеовариаций теплового потока осуществлялось в программе <Гало> на основе 1D моделирования 4 скважин, пробуренных в акваториальной части ТП НГБ на участках различных тектонических элементов (Приразломная, Северо-Гуляевская, Поморская и Песчаноозерская). При восстановлении палеовариаций (как на поверхности фундамента, так и на поверхности осадочного чехла) проводилась реконструкция термической истории осадочного бассейна, посредством решения прямой тепловой задачи, целью которой является поиск наиболее вероятного распределения температуры и кондуктивного теплового потока во времени. Для задания граничных условий термальной модели были использованы палеотемпературы на поверхности осадочного чехла рассматриваемого района (опубликованные в работах Frakes, 1979; Welte et al., 1997; Величко, 1987, 1999) и температура на границе литосферы (1150^oС).

Корректность построенной тепловой модели для различных тектонических элементов проверялась сопоставлением модельного полученного современного распределения температур и показателя отражательной способности витринита (Ro) с замеренными современными температурами и Ro в скважинах, пробуренных в пределах акваториальной части рассматриваемых тектонических элементов.

Согласно построенной тепловой модели остывание бассейна от начального (прогретого) состояния с плотностью теплового потока на поверхности 75-78 мВт/м² сопровождалось умеренным растяжением литосферы бассейна в силуре и раннем девоне с суммарной амплитудой около 1,12 (β фактор). К концу девонского периода величина плотности теплового потока на поверхности фундамента (q_ф) составила, в среднем, 50 мВт/м². В последующее время его вариации были незначительны и продолжающееся остывание привело к 40 мВт/м² к концу мезозоя. Начиная с кайнозоя отмечается постепенное увеличение на всей территории и современная величина qф составляет 42-43 мВт/м².

Палеовариации плотности теплового потока на поверхности осадочного чехла (q_ч) до конца девонского периода для разных тектонических зон также схожи - уменьшение с одинаковой скоростью с 75-78 до 48 мВт/м² с тепловой активизацией (с 51 до 55-59 мВт/м²) в среднем девоне. Интервал с каменноугольного и до конца триасового периода на большей части района исследований характеризовался медленным понижением q_ч с 48 до 45-46 мВт/м², в пределах ВАСЗ с конца позднепермского времени величина q_ч уменьшилась до 41 мВт/м². Начиная с кайнозоя q_ч на рассматриваемой территории начала повышаться, достигнув, согласно построенной модели, современного значения 50 мВт/м² (для ВАСЗ - 46 мВт/м²); современное фоновое значение теплового потока на поверхности осадочного чехла на основе замеренных значений составляет 57 13 мВт/м² (Вержбицкий, 2002).

С точки зрения формирования нефтегазоносности любого осадочного бассейна необходимым условием является наличие в его разрезе нефтегазоматеринских пород, способных на определенных стадиях катагенетического преобразования генерировать УВ. Количество углеводородов прямо пропорционально зависит от количества и качества органического вещества, содержащегося в нефтегазоматеринской породе, площади ее распространения и мощности. На основе имеющегося фактического материала по содержанию С_орг в породах разреза северной части ТП НГБ были выделены нефтегазоматеринские породы (НГМП) в палеозойских, а также в верхнетриасовых отложениях (пример приводится на рис. 1; собран материал по 48 площадям, приуроченным к разным тектоническим зонам).

В ордовикско-нижнедевонском НГК, как НГМП, выделяются известковые отложения раннесилурийского (венлокского) возраста с прослоями доломитов и глин. Содержание органического вещества (С_орг) варьирует от 0,5% до 2,0%. Органическое вещество данных отложений в пределах Хорейверской впадины относится к I типу (по результатам элементного анализа с использованием диаграммы Ван Кревелена; рис. 2).

К НГМП относятся также тонкослоистые известковые и доломитовые отложения позднесилурийского (лудловского) возраста (содержание С_орг: от 0,5% (Печоро-Колвинский авлакоген; II тип ОВ) до 1% (Хорейверская впадина; I тип ОВ)) и также толщи карбонатно-глинистых и песчано-алевролитовых отложений раннедевонского (лохковского) возраста (I тип ОВ; С_орг: от 0,6% (Печоро-Колвинский авлакоген) до 3,6% (Хорейверская впадина)).

В среднедевонско-нижнефранском НГК как НГМП породы выделяются глинисто-карбонатные среднедевонские отложения живетского яруса (D₂gv) и нижнефранские отложения кыновско-саргаевского горизонта. Первые содержат ОВ в количестве от 0,8% (Варандей-Адзъвинская структурная зона) до 3,0% (Колвинский мегавал). Органическое вещество данных отложений относится к смешанному (гумусово-сапропелевому) II типу. Отложения живетского яруса присутствуют только в пределах Печоро-Колвинского авлакогена и, в меньшей степени, на территории ВАСЗ. В силу ограниченного распространения данных отложений, а также незначительной мощности, очень часто выделить эти горизонты трудно и в этом случае они объединяются с нижнефранскими отложениями.

Кыновско-саргаевские отложения (D₃k-sr) представлены глинисто-карбонатными толщами с прослоями алевролитов и туффитов. Содержание ОВ в них увеличивается в западном направлении: варьирует от 0,7% в ВАСЗ, 1% в восточной части Хорейверской впадины и около 2,8% в пределах Колвинского мегавала. В пределах изучаемой территории эти нефтегазоматеринские породы содержат ОВ I и II типа (гумусо-сапропелевого).

В верхнедевонско-турнейском НГК выделяются верхнедевонские доманиковые отложения (D₃dm), представленные темными тонко- и микрослоистыми глинисто-кремнисто-карбонатными породами. Содержание Сорг в них варьирует в широких пределах, однако чаще всего в акваториальной части бассейна составляет 1-3%, в зависимости от литологического состава пород. Наибольшие концентрации отмечаются в кремнисто-глинистых разностях, доломитах и мергелях. Для Хорейверской впадины и Варандей-Адзъвинской структурной зоны тип ОВ, определенный по результатам как элементного анализа керогена, так и по результатам пиролитического метода Rock-Eval, I-II.

В разрезе визейско-нижнепермского НГК выделяются нефтегазоматеринские породы в глинисто-карбонатных визейских нижнекаменноугольных (С₁v), глинистых и карбонатно- глинистых артинских (P₁a) нижнепермских отложениях. Нижнекаменноугольные визейские отложения в акваториальной части Тимано-Печорского бассейна преимущественно угленосны. Концентрация Сорг изменяется в широких пределах в зависимости от наличия углистых включений (от 1-2 до 15% в глинах; 40% и более в углях). Отмечается увеличение содержания ОВ с запада на восток. Так, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена содержание ОВ не превышает первых десятых процента. В пределах Хорейверской впадины - 0,5 - 2%. На территории ВАСЗ отмечаются максимальные содержания ОВ в терригенных отложениях до 8%.

Характер распределения фациальных зон определил возможность сохранения и специфики скопления С_орг в артинско-кунгурских породах. Концентрации С_орг изменяются от 0,11 до 4,5% с четкой дифференциацией: пониженные значения содержаний (< 0,3%) в карбонатных породах, повышенные - в терригенных. В целом, среднее содержание Сорг в них колеблется от 1 до 1,5%. Максимальные концентрации Сорг в данных отложениях зафиксированы в западной части Варандей-Адзъвинской зоны - до 8 -11%. В Печоро-Колвинском авлакогене артинские отложения содержат ОВ преимущественно III (гумусового) типа, способного в большей мере генерировать газовые УВ, а в Хорейверской впадине ОВ классифицируется как I-II типа (гумусо-сапропелевый). Мощность отложений увеличивается в восточном направлении: от 20 м в пределах Печоро-Колвинского авлакогена до 50 м в Варандей-Адзьвинской структурной зоне.

В пределах верхнепермско-триасового НГК выделяются обогащенные С_орг отложения как в верхнепермских разрезах, так и в триасовых, при этом, концентрации С_орг варьируют в широких пределах. В верхнепермских отложениях отмечается увеличение концентраций С_орг в северо-западной части ВАСЗ (до 11%). В пределах Хорейверской впадины С_орг от 2 до 5% зафиксирован в северо-восточной части, а в пределах Печоро-Колвинского авлакогена в западной и восточной частях (приуроченных к валам) выделяются верхнепермские отложения с содержанием Сорг от 1,8 - до 3,5%.

Триасовые отложения содержат низкие концентрации С_орг в континентальной части бассейна (от 0,2 до 1,0%). В Печорском море в пределах ВАСЗ содержание С_орг в них достигает 10 %, максимально зафиксированное значение 17% (Приразломная площадь). Тип органического вещества сапропелево-гумусовый. В нижнетриасовых отложениях акваториальной части бассейна содержание С_орг довольно низкое 0,3-0,5%, не зависящее от литологической разности пород.

На основе площадного анализа распределения С_орг по изучаемой территории, а также изучения вертикального распределения С_орг по разрезу отложений, было установлено, что, несмотря на значительное количество нефтегазоматеринских пород в разрезе отложений бассейна, для формирования нефтегазоносности его акваториальной части (без учета дальней латеральной миграции УВ) существенное влияние могли оказать (или оказывают) нижнепалеозойские, доманиковые, нижнекаменноугольные, пермские и триасовые нефтегазоматеринские толщи. О вкладе каждой из них можно говорить только после установления истории реализации углеводородного потенциала и современной степени их катагенетического преобразования, которая зависит, в первую очередь, от температурного режима осадочного бассейна, существовавшего на протяжении всей его истории.

В главе 5 <Формирование зон нефтегазогенерации северной (акваториальной) части Тимано-Печорского НГБ> приводятся результаты проведенного 2D геолого-геохимического моделирования с использованием программы : установлено изменение катагенетической зональности отложений осадочного чехла в истории развития района и история реализации нефтегенерационного потенциала основными нефтегазоматеринскими породами; построена обобщающая схема формирования основных нефтегазоносных комплексов района исследований.

Построенная геолого-геохимическая модель позволила оценить положение главных зон нефте- (ГЗН) и газообразования (ГЗГ) на основе распределения расчетных параметров показателя отражательной способности витринита по разрезу отложений с использованием шкалы градаций катагенеза Н.Б. Вассоевича (1974).

В современном разрезе рассматриваемого региона положение <главной зоны нефтеобразования> контролируется глубинами 1400-1600 м - 3600-4200 м (в зависимости от приуроченности отложений к основным тектоническим элементам бассейна); наибольшая глубина соответствует зоне перехода от Хорейверской впадины к Варандей-Адзъвинской структурной зоне. На протяжении палеозойской истории развития бассейна зона Печоро-Колвинского авлакогена опережала соседние тектонические элементы по времени вхождения сначала в <главную зону нефтеобразования> (позднедевонская эпоха), а затем и <главную зону газообразования> (раннетриасовая эпоха). Западная часть изучаемого района на протяжении палеозоя была более катагенетически преобразована, нежели центральная и восточная. В конце палеозоя на общем фоне выделялась ВАСЗ, на территории которой положение ГЗН соответствовало глубинам 3000 и 6000 м, что, вероятно, было связано с ослаблением теплового потока в данной зоне, установленным палеотепловой реконструкцией.

Для характеристики степени фактической реализации генерационного потенциала ОВ использовался <коэффициент трансформации>, определяемый отношением реализованного потенциала керогена (сгенерированное количество УВ) к общему потенциалу НГМП (общее количество УВ, которое способна сгенерировать данная НГМП).

На современном этапе развития бассейна степень преобразования для нижнепалеозойских НГМП составляет 100 %. Для верхнедевонско-нижнекаменноугольных - 80 %, больший остаточный потенциал отмечается в районе восточного борта Печоро-Колвинского авалкогена и Хорейверской впадины. Для нижнепермских - до 20 %; по направлению к Предуральскому краевому прогибу современная степень преобразования данных НГМП увеличивается до 90 %. Верхнепермско-триасовые НГМП в пределах восточной ВАСЗ находятся непосредственно в зоне нефтегенерации (МК_1-2), на остальной территории - на начальных стадиях катагенетического преобразования (протокатагенез).

Созданная геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоноснос-ти позволила изучить историю реализации углеводородного потенциала нефтегазоматеринских пород района (рис. 3), а также установить, что на современном этапе развития бассейна процессы нефтегазообразования протекают только в верхнефранско-турнейском, визейско-нижнепермском и верхнепермско-триасовом НГК, в пределах которых основными НГМТ являются доманиковые, визейские, нижне- и верхнепермские отложения.

На основе модели построена обобщающая схема формирования основных нефтегазоносных комплексов района исследований.

В формировании нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонского НГК принимали участие нижнепалеозойские НГМП, начало эмиграции УВ из которых началось в среднем девоне (для силурийских НГМП) и в середине поздней перми (для раннедевонских НГМП). Заполнение ловушек в пределах комплекса протекало в каменноугольный период и позднепермскую-раннетриасовую эпохи. К началу юрского периода процесс формирования данного НГК завершился.

Основной НГМТ для среднедевонско-нижнефранского НГК являлась среднедевонская толща. Кроме нее, УВ поставляли нижнепалеозойские и нижнефранские отложения. Максимум генерации УВ для данных НГМТ в пределах рассматриваемого НГК относится к средне- позднетриасовому времени. Эмиграция УВ как из среднедевонской, так и из нижнефранской НГМП протекала, согласно построенной модели, с начала позднего триаса до конца юрского периода. Заполнение ловушек в пределах комплекса началось за счет процессов вторичной миграции из НГМП нижезалегающего НГК (Этот результат подтверждает корреляция в системе <рассеянное органическое вещество (РОВ) - нефть>, проведенная Г.Н. Горгадзе, М.С. Зонн и др. (2001) для образцов с месторождения Медын-море, которая установила эпигенетичную природу флюидов в верхнедевонских отложениях, генерированных РОВ пород более глубоких горизонтов (распределение биомаркеров D₃f нефти коррелируется с распределением таковых в силурийских нефтях Варандейского месторождения).). Процессы заполнения ловушек флюидами протекали с конца среднего триаса до конца ранней юры.

В формировании нефтегазоносности верхнефранско-турнейского НГК принимали участие преимущественно доманиковые отложения. Однако возможно участие раннефранской и визейской нефтегазоматеринских толщ. Начало процессов генерации жидких углеводородов связывается со среднетриасовым периодом; начало эмиграции - с позднетриасовым. Заполнение ловушек в пределах данного комплекса началось в позднем триасе (в случае верхнедевонских рифогенных массивов - в среднем триасе).

В формировании нефтегазоносности визейско-нижнепермского НГК принимали и принимают участие визейские и, частично, нижнепермские отложения. Начало процессов генерации жидких углеводородов связывается, согласно построенной модели, с серединой триасового периода - для визейской НГМП и с концом триасового периода - для нижнепермских НГМП. На современном этапе нефтегазоматеринские отложения продолжают находиться в главной зоне нефтеобразования. Начало эмиграции УВ приурочено к началу юрского периода. Заполнение ловушек в пределах данного комплекса началось в средне- (в случае нижнепермских рифовых построек) и позднеюрскую эпоху. При этом не отмечается четкой дифференциации в начале генерации УВ в разных тектонических элементах. Процессы вторичной миграции углеводородов интенсивно протекают и на современном этапе. Подтверждением этого результата служат полученные при битуминологическом анализе образцов керна морских скважин ТП НГБ значения битумоидного коэффициента (βхб), отражающего присутствие в отложениях эпигенетического битумоида. В нижнепермских отложениях βхб больше 6-7 % на всей рассматриваемой территории, что свидетельствует об его миграционной природе.

В верхнепермско-триасовом НГК основными источниками УВ являются нижне- и верхнепермские НГМП, тип ОВ которых, преимущественно, гумусовый. Для данного комплекса основным источником является нижнепермская НГМП, процессы эмиграции УВ из которой начались в конце юрского - начале мелового периода. На основной части территории (кроме восточной части ВАСЗ) в пределах верхнепермской НГМП протекают процессы первичной миграции (внутри НГМТ), подтверждаемые βхб, в то время как в восточной части в пределах ВАСЗ отмечается начало процессов эмиграции УВ. Триасовые НГМП находятся на стадиях протокатагенеза, их участие в формировании нефтегазоносности района не рассматривается. Повышенные значения βхб в данных отложениях могут свидетельствовать о миграционной природе углеводородов, содержащихся в данных отложениях.

На основе построенной геолого-геохимической модели формирования нефтегазоносности района было выявлено, что на современном этапе развития бассейна процессы нефтегазообразования протекают только в верхнефранско-турнейском, визейско-нижнепермском и верхнепермско-триасовом НГК, в пределах которых основными НГМП являются доманиковые, визейские, нижне- и верхнепермские отложения.

В главе 6 <Перспективы нефтегазоносности Печороморской части Тимано-Печорского бассейна> на основе построенной геолого-геохимической модели выделены очаги газо- и нефтегенерации, рассмотрены возможные пути миграции УВ и дается прогноз возможного фазового состава УВ в открытых структурах различных тектонических элементов акваториальной части бассейна.

Согласно геолого-геохимической модели формирования нефтегазоносности акваториальной части Тимано-Печорского бассейна были построены схематические карты расположения очагов нефте- и газогенерации углеводородов в акваториальной части Тимано-Печорского бассейна для верхнедевонской, визейской и раннепермской НГМП.

Расположение очага генерации жидких УВ в доманиковых отложениях приурочено к северо-северо-восточной части Печоро-Колвинского авлакогена и восточной части Хорейверской впадины. В северо-западной части Хорейверской впадины, вдоль западного борта Колвинского мегавала, доманиковые отложения вступили в главную зону газогенерации, поэтому, несмотря на хорошие нефтематеринские качества доманиковых отложений (С_орг до 3-5%, тип ОВ I-II), генерация жидких УВ здесь незначительна.

Расположение нефтяного очага в нижнекаменноугольных визейских отложениях охватывает основную площадь северной части Тимано-Печорского бассейна (все тектонические элементы) и только на крайнем севере и в северо-восточной части бассейна данные отложения вступили в главную зону газообразования. В Варандей-Адзъвинской структурной зоне отложения обладают хорошими нефтегенерационными свойствами (С_орг достигает 8%), а УВ, генерируемые данной визейской НГМП, вертикально мигрируют по зоне разломов, разделяющих ВАСЗ от Хорейверской впадины до мезозойских терригенных отложений и далее по направлению к Печоро-Колвинскому авлакогену.

Расположение очагов генерации УВ (как нефтяного, так и газового ряда) нижнепермских НГМП схоже с таковым для очагов нижнекаменноугольной НГМП. При этом зона расположения отложений, наиболее обогащенных Сорг, приурочена к восточной части рассматриваемого района. Процессы латеральной миграции протекают в западном направлении.

При рассмотрении процессов углеводородообразования в пределах Печоро-Колвинского авлакогена построенная модель показала, что источником жидких углеводородов для залежей Печоро-Колвинского авлакогена могут быть доманиковые отложения, которые находятся на соответствующих стадиях катагенеза и являются преимущественно нефтематеринскими породами (тип керогена I-II). Генерация этими толщами газовых флюидов, способных сформировать крупные газовые (газоконденсатные) залежи, является маловероятной. В то же время, обладающие преимущественно газогенерационным потенциалом нижне- и верхнепермские нефтегазоматеринские толщи в данном районе находятся лишь на стадиях протокатагенеза и также не могут генерировать существенные объемы УВ (при небольшом содержания Сорг в этой части бассейна).

Принимая во внимание результаты исследований изотопного состава углерода метана в залежах этой части бассейна (δ¹⁴С = -26,8 -30,7 ; Кирюхина, Ступакова, 2001), свидетельствующих о сильной катагенетической преобразованности УВ, можно предположить, что формирование нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей Печоро-Колвинского авлакогена обусловлено направленным латеральным потоком с северной, более погруженной стороны, а также за счет вертикальной миграции из залежей нижне-среднепалеозойского НГК по разуплотненным зонам, связанным с тектоническими нарушениями в прибортовых частях авлакогена.

В пределах Печоро-Колвинского авлакогена прогнозируется существование газо- и нефтеконденсатных скоплений в отложениях верхнепалеозойского и мезозойского комплексов. Они могут быть приурочены к стратиграфически и литологически экранированным ловушкам прибортовых структур, а также к пермским органогенным постройкам северной части авлакогена.

В восточной части бассейна, в пределах Варандей-Адзъвинской структурной зоны, выделяется самостоятельный очаг нефтегазообразования, в котором генерируются в основном УВ нефтяного ряда. Для залежей ВАСЗ источником углеводородов служат, в основном, визейские НГМП. Однако, за счет вертикальных перетоков возможно участие верхнедевонских и нижне-среднепалеозойских, а также частично нижнепермских кунгурских отложений (вступивших в этой части бассейна в ГЗН).

Размещение залежей УВ в разрезе ВАСЗ контролируется, в первую очередь, вертикальной миграцией, что приводит к смешению УВ флюидов разновозрастных очагов генерации. Залежи в ловушках массивного или литолого-стратиграфического типов могут быть обнаружены в верхнепалеозойских и нижнемезозойских отложениях в пределах собственно ВАСЗ и на восточном борту Большеземельского палеосвода.

Таким образом, с учетом степени катагенетического преобразования основных НГМП акваториальной части бассейна, а также с учетом возможных направлений миграции УВ предполагается: в восточной части акватории, в пределах ВАСЗ (структуры: Полярная, Алексеевская, Ю.Рахмановская, Саханинская, Папанинская) в верхнепалеозойских - мезозойских отложениях возможно существование нефтяных залежей; в направлении к Предновоземельскому прогибу вероятно появление газоконденсатно-нефтяных залежей. В западной части, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена (структуры: С.Колокоморская, Разломная, Морская, Калининградская), предполагается существование залежей УВ преимущественно газоконденсатно-газового типа, сформировавшихся как за счет вертикальных перетоков флюидов из палеозойских НГМП, находящихся в главной зоне газообразования, так и за счет латеральной (юго-восточного направления) миграции УВ в пределах этой тектонической зоны.