USD 68.6319

-0.38

EUR 77.9658

+0.64

BRENT 41.97

+0.08

AИ-92 42.42

+0.1

AИ-95 46.29

+0.1

AИ-98 52.49

-0.01

ДТ 47.34

+0.02

3885

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Площадь 350 тысяч км2.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области.

Площадь 350 тысяч км2.

Включает Ижма-Печорскую, Печоро-Колвинскую, Хорейвер-Мореюскую, Северно-Предуральскую нефтегазоносные области и Ухта-Ижемский нефтегазоносный район.

Наиболее значительные месторождения: Ярегское, Верхнеомринское, Пашнинское, Лаявожское, Усинское, Вуктыльское, Интинское, Южно-Шапкинское, Харьягинское, Варандейское, Сарембойское.

Кустарная добыча и переработка ухтинской нефти началась с 1745 г.

Разведочное бурение ведется с 1890 г.


1-е месторождение легкой нефти (Чибъюское) открыто в 1930 г., тяжелой (Ярегское) - в 1932 г. 

К 1987 г. в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 75 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей).


В тектоническом отношении провинция приурочена к северо-восточной части Восточно-Европейской платформы и прилегающим с востока Предуральскому и Предпайхойскому краевым прогибам.

Ограничена на западе и юго-западе поднятиями Тимана, на востоке и северо-востоке - Уралом и Пай-Хоем, на севере открывается в Баренцево море.

В платформенной части провинции выделяют: Ижма-Печорскую и Хорейверскую впадины, Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзьвинскую структурную зону и восточно-Тиманский мегавал; в области передовых прогибов - Верхнепечорскую, Большесынинскую, Косью-Роговскую, Коротаихинскую впадины, передовые складки западного склона Урала. Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами.


Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км (платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб).

Выявлено 8 нефтегазоносных комплексов: 

  • терригенный красноцветный вендско-ордовикский (мощность свыше 1 км), 

  • карбонатный силурийско-нижнедевонский (до 2 км), 

  • терригенный среднедевонско-нижнефранкский (свыше 2 км), 

  • карбонатный верхнедевонский (2 км), 

  • терригенный нижнекаменноугольный (до 0,8 км), 

  • карбонатный верхневизейско-нижнепермский (1,2 км), 

  • терригенно-карбонатно-галогенный нижневерхнепермский (0,1-2,5 км), 

  • терригенный триасовый (до 1,7 км). 

Наибольшее число залежей (свыше 80) обнаружено в среднедевонско-нижнефранкском комплексе.

Залежи большей частью сводовые (пластовые или массивные), часто с литологическим или стратиграфическим экранированием, реже тектонически экранированные.


В южной части Ижма-Печорской впадины, на Колвинском мегавалу, в Хорейверской впадине и на Варандейском валу выявлены преимущественно нефтяные месторождения; в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба - большей частью газовые и газоконденсатные.

Нефти в основном метанонафтенового состава, парафинистые (2-5%), реже высокопарафинистые (6-23,4%), очень редко малопарафинистые (2%).

Содержание S 0,1-3%.

Высокосернистые нефти выявлены в карбонатных отложениях силура, верхнего девона, карбона - нижней перми и триаса вала Сорокина.

Плотность нефтей 807-981 кг/м3.

Свободные газы метановые, из неуглеводородных компонентов содержат N2 и CO2.

Некоторые попутные газы - углеводородно-азотного состава.

Конденсат плотностью 672-790 кг/м3 содержится во многих газовых залежах в количествах 10-415 г/ м3.





Система Orphus