USD 100.2192

+0.18

EUR 105.809

+0.08

Brent 74.31

+1.23

Природный газ 3.299

+0.11

96888

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 (НГП) 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.


1е 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.

Нефть 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 нефти - 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 количестве 10-415 г/ м3.

Новости СМИ2




Подпишитесь на общую рассылку

лучших материалов Neftegaz.RU

* Неверный адрес электронной почты

Нажимая кнопку «Подписаться» я принимаю «Соглашение об обработке персональных данных»