Что такое Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн. Тимано печорский бассейн нефти


Тимано-печорский бассейн - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Тимано-печорский бассейн

Cтраница 2

Кроме пермских у нас в стране известны продуктивные девонские барьерные рифы в Камско-Кинель - ской впадине и Тимано-Печорском бассейне. Так, например, Хилков-ское месторождение нефти представляет собой эрозионный останец рифового тела фаменского возраста, образованного на борту Камско-Ки - нельской системы прогибов.  [17]

Таким образом, открытие и освоение новых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в Коми АССР и Ненецком автономном округе ( Тимано-Печорский бассейн) не только позволят снабдить индустриальные районы Центра и Северо-Запада страны дешевым топливом и химическим сырьем, но и приведут к быстрому промышленному освоению всего Северо-Востока европейской части страны, что имеет огромное народнохозяйственное значение.  [18]

Реализация математической модели состоит в решении нелинейных нестационарных дифференциальных уравнений движения и энергии, основой построения которых является аппроксимационная реологическая модель, полученная путем исследования нефтей Тимано-Печорского бассейна.  [20]

Начало формирования Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов определенно связано с образованием пассивной окраины Уральского палеозойского океана ( точнее, Уральского окраинного моря Палеоазиатского океана), но оно произошло раньше - в ордовике в случае Тимано-Печорского бассейна и позднее - во второй половине девона в случае Волго-Уральского бассейна. Поскольку Новоземельская система лежит на продолжении Уральской, можно считать, что Баренцевоморский бассейн образован в пределах той же пассивной окраины Восточно-Европейского континента. Прикаспийский бассейн так же тяготеет к этой окраине, но мог первоначально представлять окраинное море в ее пределах.  [21]

Основанная на всестороннем анализе геологических и геофизических материалов перспективная оценка новых месторождений и подготовка к глубокому бурению новых площадей показывает, что только за счет уже выявленных ранее месторождений может быть обеспечен прирост запасов, позволяющий уверенно планировать постепенное увеличение добычи в Тимано-Печорском бассейне.  [22]

Наименьшие величины ( менее 0 1 мг / л) характеризуют воды юры и мела Западной Сибири и мела Южного Мангышлака. Более богаты азотистыми соединениями воды палеозойских отложений Тимано-Печорского бассейна и мезозойских Восточной Туркмении.  [23]

В области нефтяной промышленности главной задачей является создание условий, обеспечивающих стабильный рост добычи нефти и расширение ресурсной базы отрасли. С этой целью необходимо начать освоение новых нефтяных месторождений в Тимано-Печорском бассейне, Восточной Сибири, Якутии, в бассейне и на шельфе Каспийского моря, на о-ве Сахалин и в некоторых других регионах. Решению задачи по увеличению добычи нефти должны содействовать широкомасштабное использование новых технологий повышения нефтеотдачи пластов, ввод в эксплуатацию большого числа ныне бездействующих нефтяных скважин.  [24]

Восточная граница водонапорного басе пина носит четко выраженный естественный характер, так как проходи ч - но линии выходов на поверхности карбонатного массива предгорий Урала. В этих условиях давление на предполагаемом контуре питания равно атмосферному. Западная граница системы проходит вдоль Верхне-Псчорской впадины, отделенной региональным тектоническим погружением от остальной части Тимано-Печорского бассейна. Северная и южная части контура питания носят условный характер.  [25]

В 1997 г. назначен финансовым директором совместного российско-английского предприятия Интерконнектор ( Великобритания) лимитед, построившего и эксплуатирующего газопровод между Великобританией и континентальной Европой. Архан-гельскгеология и американской компанией Коноко и осваивающего Ардалинскую группу месторождений Тимано-Печорского бассейна в Ненецком автономном округе.  [26]

Южным континентальным продолжением Баренцевоморского бассейна служит Тимано-Печорский бассейн, отделенный от первого широтной зоной разломов. В ряде отношений он отличается от Баренцевоморского. Фундамент этого бассейна тоже докембрийский, но более молодой - верхнепротерозойский; чехол начинается отложениями верхов кембрия-ордовика и включает в основном палеозойские отложения, которые и являются нефтегазоносными, в особенности верхний девон и нижний карбон. Мезозой пользуется незначительным распространением и залежи углеводородов в нем присутствуют лишь на севере, в триасе на о-ве Колгуев. С юго-запада Тимано-Печорский бассейн ограничен Тиманс-кой грядой, юго-восточным концом примыкающей к Уралу. Она отделяет этот бассейн от следующего к югу - Волго-Уральского.  [27]

Коноко - ст. инженером по бурению в г. Хьюстон ( США), ст. инженером по бурению, инженером-проектировщиком, начальником отдела по бурению в Гааге ( Нидерланды), с сентября 1993 г. - инженером по бурению произв. В феврале 1994 г. направлен в должности управляющего буровыми работами в Россию ( Ненецкий автономный округ) для осуществления проекта Коноко Арктик инк. Архангельскгеология и американской компанией Коноко и осваивающего Ардалинскую группу месторождений Тимано-Печорского бассейна в Ненецком автономном округе.  [28]

Ныне - почти вдвое меньше, и восстановить, даже не полностью, объем добычи на стареющих месторождениях Западной Сибири невозможно. Спасительным в такой ситуации представляется выход на новые нефтяные провинции той же Сибири, Тимано-Печорского бассейна, Каспия, Сахалина, арктического шельфа. Это предполагает реализацию крупных инвестиционных проектов, которые без содействия государства вряд ли возможны.  [29]

В ноябре 1992 г. переходит в ООО Компания Полярное Сияние, учрежденное гос. Архангельскгеология и американской компанией Коноко и осваивающее Ардалинскую группу месторождений Тимано-Печорского бассейна в Ненецком автономном округе, где назначается ведущим геологом, в октябре 1993 г. - зам.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн Географическое положение ТПБ Границы

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн

Географическое положение ТПБ Границы: З: Тиманский кряж В: Складчатые системы Урала и Пай-Хоя С: Баренцевоморская плита Площадь бассейна 320 тыс. км 2 В тектоническом отношении соответствует эпибайкальской плите 2

Нефтяная добыча и ресурсы Российской Федерации Ресурсы Добыча 3

Сухопутная часть Тимано-Печорского бассейна Exploration and Production Activities Oil and Gas Fields: Разрабатываемые Открытые 16. 5% 23. 0% Подготовленные к разработке Разведанные 10. 5% 50. 0% Distribution of STOIIP 300 mln barrels 4

Морская часть Тимано-Печорского бассейна • Область исследования 132. 3 км 2 • Поиски начались с 1960 х гг • Сейсмическая изученность – 0. 5 км/км 2 (500 м/км 2 ) Северо-Гуляевское (GC), Долгинское (GC) • Варандей море(oil) • Медынь море(oil) • Приразломное (oil) Поморское (G) 5 В морской части было пробурено более 10 скважин

Изученность Первые поисковые работы начались в 1916 году С 30 х годов начали открывать месторождения На суше ТП НГБ открыто 244 месторождений углеводородов, в Печорском море – 6 (Поморское, Северо-Гуляевское, Долгинское, Приразломное, Варандей-море и Медынское-море) 6 На сегодняшний день 3 месторождения выработаны (Седьельское, Северо-Талыйюское, Южно-Сынинское)

Тимамо-Печорский нефтегазоносный бассейн: • Год открытия первого месторождения – 1916 г. – Чибьюское месторождение. Легкая нефть из отложений верхнего девона • Первые промышленные месторождения – Чибьюское, Ярегское, Седьельское • Начало добычи нефти – 1930 г. • Начало добычи газа 1939 г.

История открытия месторождений: • В России первое письменное упоминание о получении нефти появилось в XVI • Племена, жившие у берегов реки Ухта на севере Тимано-Печорского района, собирали нефть с поверхности реки и использовали ее в медицинских целях и в качестве масел и смазок. • Годовой сбор составлял от 0, 1 тонны (1749) до 0, 86 тонны (1758). • Всего до 1767 года добыто 3, 6 т нефти. В 1748 году нефть с реки Ухты была доставлена в Москву, где в лаборатории Берг-коллегии осуществлена её перегонка. [

Ярегское месторождение тяжелой нефти • Расположено в 25 км к ЮЗ от г. Ухты • Залежь на глубине 140 -200 м • Возраст продуктивных отложний - D 2 -D 3 • Широкая пологая брахиантиклинальная складка (4 купола) • Коллекторы трещинно-порового типа представлены кварцевыми песчаниками (мощность 26 м) с пористостью 26%, проницаемостью 3, 17 Д

Тектоническое строение Тимано-Печорского региона 10

Тектоническое строение Тимано-Печорского региона 1. Мощность осадочного чехла 412 km 2. Авлакогеновая стадия – рифей - ранний палеозой 3. Две авлакогеновые структуры – Печоро-Колвинский и Варандей-Адзвинский, разделенные Болшеземельским блоком Печоро-Колвинский авлакоген Варандей-Адзвинская структурная зона 11

Карта тектонического районирования ТПБ Основные тектонические элементы: • Печоро-Колвинский авлагоген • Варандей-Адзвинская структурная зона • Большеземельский блок (Хорейверская впадина) • Малоземельско-Колгуевский блок • Ижма-Печорская впадина • Каротаихинская впадина • Предуральский краевой прогиб 12

ра и ск ин их к та ло б йс ки й ьс ел ем А ез ш Ижма-Печорский блок д во 13 Ко ль Геологический разрез вкрест основных структур В Бо Авлакогеновая стадия o-d 2: структурная карта по o-d 2: фундаменту (кровле рифея) Варандей-Адзъвинская структурная зона Печоро-Колвинский авлакоген

Сейсмический профиль Печорского моря проходящий вкрест основных структурных элементов

Тектоника Малоземельско. Колгуевская моноклиналь Печоро-Колвинский авлакоген Коротаихинская впадина Большеземельский Блок (Хорейверская впадина) Варандей-Адзвинская Структурная зона Ижма-Печорская впадина 15

Стадии геологического развития бассейна и формирования сверхглубоких депрессий 3 C 1 v-P 1 инверсионный • Стадия инверсии с формированием линейных валов, разделенных неглубокими впадинами по верхним горизонтам осадочного чехла • Преимущественно терригенное осадконакопление 2 D 3 -C 1 t синеклизный • Общее погружение и развитие обширной карбонатной платформы • Возможно соленакопление над зоной развития авлакогеновых структур 1 Rf-O-D 1 -2 • Рифтовая стадия бассейна с формированием структур авлакогенового типа • Расчлененность рельефа • Значительный прогрев ЗК 16 авлакогеновый

Эволюция Тимано-Печорского бассейна АВЛАКОГЕНОВАЯ СТАДИЯ O-D 2: СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО O-D 2: ФУНДАМЕНТУ (КРОВЛЕ РИФЕЯ) СИНЕКЛИЗНАЯ СТАДИЯ D 3 -C 1 t: СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ ДОМАНИКОВОГО ЯРУСА ИНВЕРСИОННАЯ СТАДИЯ C 1 V-Р: СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ АССЕЛЬСКОГО ЯРУСА

A’ 1. 2. 3. 4. Rf-O-D 1 -2 – rifting D 3 – C 1 t – carbonate platform C 1 v – P 1 – inversion P 2 -Mz – siliclastic sedimentation, uplifts and 18 erosion A

Предуральский краевой прогиб 19

Структуры верхнего палеозоя (based on AGD, SMNG and AMNGR data) PZ 1 rifting stage PZ 2 inversion Izhma-Pechora block Malozemelsko-Kolguevskaya monocline Pechora-Kolva and Shapkin swells, Denisov depression rifting zone Bolshezemelskiy block Khoreyver depression Varandey-Adzva rifting Varandey and Medyn swells Hydrocarbon resource distribution bln ton Russian Ministry of Natural Resources 20 Early Carboniferous (Visean) – Early Permian stage: • Ural re-organization • Grabens had been transformed to compressional swells

Стратиграфия 21

Литолого. Стратиграфический разрез ТПБ Кристаллический фундамент – Ar-Pr 1: формации мраморов и кристаллических сланцев Мощность осадочного чехла 4 -12 км Региональные несогласия: • O 1 -O 2 • D 1 -D 2 • D 3 fr • C 1 t • P-T 22 • T-J

Основные стратиграфические комплексы Тимано-Печорского бассейна Мезозойский терригенный комплекс (терригенное осадконакопление) Верхнепалеозойский карбонатный комплекс (этап развития карбонатной платформы) Нижнеалеозойский терригеннокарбонатный комплекс (авлакогеновая стадия) 23 Кристаллический фундамент

Литофациальная зональность раннедевонских отложений 24 Литофациальная зональность средневонских отложений

Верхнепалеозойский карбонатный комплекс (синеклизный девонско -нижнекаменноугольный и инверсионный каменноугольнонижнепермский) 25

Нижнефранское региональное несогласие 26

Обстановки осадконакопления в период позднего девона-раннего карбона. Фран-фамменские карбонатные постройки Месторождения нефти: Харьягинское, им. Титова, Седьягинское

Верхнедевонское рифовое тело 28

29

Мелководно морские обстановки осадконакопления в каменноугольный период Месторождения: Седьягинское (ГН) и Усинское (Г)

Раннепермские ассельско-сакмарские известняки • Резервуары, представленные рифовыми постройками формируются в условиях карбонатной платформы (м-я Долгинское и Варандей-море) • Большинство построек развито на инверсионных структурах более древнего заложения Месторождения: • Долгинское • Приразломное • Варандей-море Shallow marine local buildups Local uplifts within proximal deep marine shelf contain mud carbonates reservoirs 31

Верхнепалеозойско-мезозойский терригенный комплекс 32

Триассовые дельты – перспективные объекты на поиски углеводородов на шельфе Печорского моря 33

Запасы Тимано-Печоры 1. Lower Permian carbonate reservoirs contains most proved reserves of the Timan. Pechora Basin 2. Upper Devonian reef reservoirs – one of the prospective oil reservoirs in the Eastern part of the Basin 3. Lower Devonian 34

Перспективные зоны нефтегазонакопления на шельфе Печорского моря TIMAN-PECHORA ONSHORE AND OFFSHORE BASINS 54° E 58° E Oil fields Rakhmanovskaya Oil and gas fields OIL AND GAS Local prospects East-Rokhmanovskaya Yuzhno-Rokhmanovskaya P e c h o r Alekseevskaya м Мурманск – 980 к е Polyarnoye Medinskoye more East-Gulyaevskaya Toboyskoye 320 Varandey more Myadseyskoye Varandey п. Варандей r– Kolokol more 9 6 °N Medinskoye м km Pachanchevskaya 55 к s e a Pomorskaya -Ma Toravey Ust-Tolotinskoye Южно-Торавейское yan Наульское Passedskoye Trebsa Nar OIL k o PRIRAZLOMNOYE Severo-Gulyaevskoye Laboganskoye Mezhdurechenskoye Titova Khilchuyu Sedyaginskoye Yuzhno-Khilchuyu 0 35 s Severo-Dolginskaya Yuzhno Dolginskaya D S O 0° 7 N Gaz-condensate HYDROCARBON RESERVES RATING IN THE RESERVOIRS OF DIFERENT AGE T P C Legend: 20 40 60 80 100 km

present5.com

Что такое Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн

Определение «Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн» по БСЭ:

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн — на территории Коми АССР и Ненецкого национального округа Архангельской области. Общая площадь составляет 376 тысяч км2. Т.-П. н. б. на юге граничит с Волго-Уральской нефтегазоносной областью, а с востока отделен Уральским хребтом от севера Тюменской области, где известны богатейшие месторождения природного газа. Встречаются газовые, газоконденсатные, нефтяные и смешанные месторождения.На территории Т.-П. н. б. — 48 месторождений нефти и газа, из них 41 разведано, а 24 переданы в разработку.Первые поисковые работы начались в 1918 по инициативе В, И. Ленина, а с 1928 — планомерные поиски, которые в 1930 увенчались промышленным притоком лёгкой нефти на Чибъюском участке из отложений девона (аналог пашийского горизонта), положившим начало созданию на Ухте нефтеперерабатывающей промышленности. В 1932 открыто Ярегское месторождение тяжёлой нефти, на котором в 1937 заложена первая в СССР нефтяная шахта, в 1935 — Седъёльское газовое месторождение, на базе которого и открытого в 1943 Войвожского месторождения в 1948 построен первый в мире подвесной газопровод. В 1959 на Ю. Ижма-Печорской впадины выявлено Западно-Тэбукское нефтяное месторождение. В 1959-74 в Т.-П. н. б. открыто 26 месторождений, в том числе разведаны Вуктыльское и Усинское.Т.-П. н. б. занимает северо-восточную часть Восточно-Европейской платформы. В геологическом строении участвуют отложения рифея (фундамент) и всех отделов палеозоя и мезозоя (осадочный чехол). среди структурных элементов осадочного чехла выделяются крупные валообразные поднятия северо-западного простирания: Тиманское (см. Тиманский кряж), Печоро-Кожвинское, Колвинское и Варандей-Адзовинское — и разделяющие их впадины — Ижма-Печорская, Денисовская и Хорейверская. На востоке Т.-П. н. б. обрамлен северной частью Предуральского краевого прогиба.Залежи нефти и газа связаны с 7 нефтегазоносными комплексами: досреднедевонским (нижний девон, силур, ордовик) — преимущественно карбонатным, средне-девонско-нижнефранским — терригенным, верхнедевонским — карбонатным, турнейским — терригенно-карбонатным, визейским — терригенно-карбонатным, средне-каменноугольно-нижнепермским — карбонатно-терригенным и верхнепермско-триасовым — терригенным. Залежи, в основном, пластового и массивного типов. Пластовые залежи в терригенных отложениях часто находятся в сочетании с зонами литолого-стратиграфического выклинивания продуктивных пластов. Встречены нефтеносные рифы верхнедевонского возраста. Ловушками, как правило, являются своды антиклинальных поднятий.Нефти обычно хорошего качества, плотностью 0,826-0,885 г/смі. мало- и среднесернистые, парафинистые (от 0,4 до 6,6%), малосмолистые, редко — смолистые, с высоким выходом лёгких фракций. 2 месторождения (Ярегское и Усинское) содержат тяжёлые (плотность 0,936-0,962 г/смі) вязкие нефти. Газ метановый (более 80%), обогащенный тяжёлыми углеводородами (10-17%), содержание конденсата повышенное. В газоконденсатных месторождениях выход стабильного конденсата составляет от 50 до 500 смі на 1 мі. Добыча в Т.-П. н. б. к 1975 превысила 25 млн. условных т против 1,8 млн.т в 1958. За этот период построены газопровод«Сияние Севера» (Ухта — Торжок) и нефтепровод Усинск — Ярославль.Лит.: Нефтедобывающая промышленность СССР. 1917-1967, М., 1968. Требин Г. Ф., Чарыгин Н. В., Обухова Т. М,, Нефти месторождений Советского Союза, М., 1974.С. П. Максимов.

Расскажите вашим друзьям что такое - Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн. Поделитесь этим на своей странице.

xn----7sbbh7akdldfh0ai3n.xn--p1ai