Особенности распределения температур пород осадочного чехла юга Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции: анализ и определяющие факторы
Кузнецов Р.О.
Институт проблем нефти и газа РАН
Институт проблем нефти и газа РАН
Обобщены природные факторы, влияющие на температуру пород осадочного чехла, на примере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Приведены основные этапы эволюции Тимано-Печорского осадочного бассейна в рамках анализа геодинамического фактора.
На основе данных замеров температур пород в скважинах выполнен анализ температур пород по срезам –3 000 м (50–90 °С) и –4 000 м (70–110 °С), подошве доманиковых отложений. Анализ температурного поля является важным элементом для анализа нефтегазовых систем в осадочных бассейнах.
На основе данных замеров температур пород в скважинах выполнен анализ температур пород по срезам –3 000 м (50–90 °С) и –4 000 м (70–110 °С), подошве доманиковых отложений. Анализ температурного поля является важным элементом для анализа нефтегазовых систем в осадочных бассейнах.
Введение
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПНГП) является одной из крупных нефтегазоносных провинций России, которая обладает значительным потенциалом углеводородных ресурсов. Осадочный чехол этого региона представляет более сложную геологическую структуру по сравнению с чехлом Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Формирование чехла Тимано-Печорского осадочного бассейна происходило на протяжении рифей-мезозойского времени под воздействием разнообразных тектонических, геодинамических, седиментационных и постседиментационных процессов. Эволюция температурного режима осадочного чехла и его характеристика являются важными факторами, определяющими процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, а также разрушения их залежей. Кроме того, изменение температуры пород осадочного чехла влияет на физико-химические свойства горных пород и флюидов. Анализ распределения температур осадочного чехла по площади и с глубиной в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции является актуальной задачей для эффективной разведки и разработки месторождений углеводородов. Изменение температур пород используют при построениях геолого-геохимических моделей регионов для анализа нефтегазовых систем [5].
В работах отмечается неоднородность температурного режима осадочного чехла ТПНГП. Например, в исследовании Прониной Н.В. и соавторов (2017) [9] указывается, что платформенная часть бассейна и Предуральский прогиб имели разный тепловой режим. Предуральский прогиб характеризуется тепловым потоком до 74 мВт/м². В остальных районах градиенты соответствовали 25–35 °C на 1 000 м, а тепловой поток 45–65 мВт/м².
По данным работы, опубликованной в 2018 году [12], на большей части территории ТПНГП тепловой поток в пределах составляет 30–40 мВт/м² (север, восток и юг бассейна). В западной части, частично охватывая территории в центре Республики Коми, наблюдается низкий уровень теплового потока — 20–30 мВт/м². Установлено, что уровень теплового потока на территории ТПНГП уменьшается с востока на запад.
По данным работы, опубликованной в 2018 году [12], на большей части территории ТПНГП тепловой поток в пределах составляет 30–40 мВт/м² (север, восток и юг бассейна). В западной части, частично охватывая территории в центре Республики Коми, наблюдается низкий уровень теплового потока — 20–30 мВт/м². Установлено, что уровень теплового потока на территории ТПНГП уменьшается с востока на запад.
В исследованиях, проведенных
в 2017 году, для разных тектонических элементов ТПНГП были получены следующие оценки тепловых потоков:
• в Хорейверской впадине — 42–57 мВт/м²;
• в Предуральском прогибе — 60–75 мВт/м².
Термическая эволюция южной части Баренцева моря (сопредельная территория) в районе свода Федынского рассмотрена в работах М.Д. Хуторского и С.Ю. Соколова в 2022 года [11]. Исследованиями термической эволюции, теплового потока и температур, температурными условиями формирования залежей углеводородов занимались:
В.Н. Данилов, В.Г. Левашкевич, Д.С. Никитин, Т.А. Пономарева, Е.Л. Прикащикова,
Е.Е. Стремилова, Л.А. Цыбуля, М.Д. Хуторской, С.Ю. Соколов, А.И. Шкарубо, А.В. Шипилов, Н.А. Малышев и другие.
в 2017 году, для разных тектонических элементов ТПНГП были получены следующие оценки тепловых потоков:
• в Хорейверской впадине — 42–57 мВт/м²;
• в Предуральском прогибе — 60–75 мВт/м².
Термическая эволюция южной части Баренцева моря (сопредельная территория) в районе свода Федынского рассмотрена в работах М.Д. Хуторского и С.Ю. Соколова в 2022 года [11]. Исследованиями термической эволюции, теплового потока и температур, температурными условиями формирования залежей углеводородов занимались:
В.Н. Данилов, В.Г. Левашкевич, Д.С. Никитин, Т.А. Пономарева, Е.Л. Прикащикова,
Е.Е. Стремилова, Л.А. Цыбуля, М.Д. Хуторской, С.Ю. Соколов, А.И. Шкарубо, А.В. Шипилов, Н.А. Малышев и другие.
Территория исследования — южная часть ТПНГП (рис. 1). Нефтяные месторождения доминируют — более 76 % — явный «нефтяной» тип ресурсной базы углеводородов. Нефтегазовые — доля составляет около 3 %. Нефтегазоконденсатные — около 7 %, умеренная доля, комбинированные месторождения. Газоконденсатные и газовые имеют долю около 14 % соответственно. Таким образом, ресурсная база углеводородов Тимано-Печорской НГП характеризуется ярко выраженным нефтяным типом при наличии значимого количества месторождений газа в структуре (более 11 %). Наиболее крупными по площади являются Тобойско-Мядсейское месторождение, расположенное частично в акватории Печорского моря (492 км2) и месторождение им. Романа Требса (426 км2), без учета месторождений Печорского моря.
Рис. 1. Территория исследования и расположение пояса нефтегазоносности ТПНГП.
Карта по данным [8, 13]
c добавлениями
Карта по данным [8, 13]
c добавлениями
Учитывая текущий уровень геолого-геофизической изученности и открытия месторождений углеводородов, был выделен пояс нефтегазоносности в ТПНГП, на основе результатов геологоразведочных работ по поиску и разведке месторождений углеводородов и по аналогии с поясом нефтегазоносности Брехунцова для Западной Сибири, предложенный В.А. Конторовичем и
Л.М. Бурштейном [4]. Одним из первых, кто внес существенный вклад в научное обоснование перспектив нефтегазоносности, был академик И.М. Губкин [2], а первые письменные упоминания о прямых признаках нефтегазоносности относятся к XVIII в. В таких границах площадь пояса нефтегазоносности составит более 200 тыс. км2 и будет включать частично акваторию Печорского моря и сухопутную часть Арктического региона в пределах ТПНГП.
Л.М. Бурштейном [4]. Одним из первых, кто внес существенный вклад в научное обоснование перспектив нефтегазоносности, был академик И.М. Губкин [2], а первые письменные упоминания о прямых признаках нефтегазоносности относятся к XVIII в. В таких границах площадь пояса нефтегазоносности составит более 200 тыс. км2 и будет включать частично акваторию Печорского моря и сухопутную часть Арктического региона в пределах ТПНГП.
Цель исследования — на основе анализа температур пород в пределах южной части пояса нефтегазоносности, расположенного в ТПНГП, уточнить факторы, влияющие на распределение температур в осадочном чехле.
Объект исследования — рифейско-кайнозойские породы чехла южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Объект исследования — рифейско-кайнозойские породы чехла южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
На основе выбранного объекта исследования определены тесно взаимосвязанные и направленные на комплексное изучение температурного режима осадочного чехла задачи:
• определить факторы, влияющие на температуру пород осадочного чехла;
• проанализировать влияние комплексного геодинамического фактора и временные интервалы основных событий Тимано-Печорского региона;
• сформировать базу данных по замерам температур пород;
• выполнить картопостроения по срезам –3 000 и –4 000 м;
• проанализировать распределение современных температур пород в южной части пояса нефтегазоносности (юг ТПНГП).
• определить факторы, влияющие на температуру пород осадочного чехла;
• проанализировать влияние комплексного геодинамического фактора и временные интервалы основных событий Тимано-Печорского региона;
• сформировать базу данных по замерам температур пород;
• выполнить картопостроения по срезам –3 000 и –4 000 м;
• проанализировать распределение современных температур пород в южной части пояса нефтегазоносности (юг ТПНГП).
В основу были положены результаты проведенных ранее геолого-геофизических исследований, геолого-геофизические базы данных, результаты наблюдений изменения температур пород при проведении ГИС в одной из скважин месторождения пояса нефтегазоносности, данные по замерам более 40 скважин, данные по Северо-Предуральской нефтегазоносной области и месторождениям углеводородов: Вуктыльскому, Рассохинскому, Анельскому, Курьинскому, Патраковскому, Козлаюскому и др.; элементы технологии искусственного интеллекта (AI) при анализе первичных опубликованных материалов, методические приемы построения карт температур пород в южной части ТПНГП.
Результаты и обсуждение
В таблице 1 представлены результаты обобщения [1, 3, 9, 11] факторов, влияющих на температурное поле в пределах ТПНГП. Наряду с общими факторами, характерными для всех регионов (тепловой поток, литологический состав, постседиментационные процессы и т.д.), можно наметить факторы, проявленные исключительно в этом регионе (наличие соленых толщ, особенности распределения теплового потока и температур по площади и с глубиной).
Табл. 1. Факторы, определяющие температурное поле осадочного чехла ТПНГП
Рассмотрим более детально региональный «комплексный» фактор — геодинамическую эволюцию региона, проявленную в изменении как теплового потока, так и температуры. Геодинамическая эволюция Тимано-Печорского региона происходила на фоне развития суперконтинентов Родиния-
Пангея и формирования соответствующих мегакомплексов пород, которые привели к формированию сложной архитектуры фундамента и осадочного чехла через движения и эволюцию континентальной и океанической кор. В этом контексте возраст стабилизации фундамента существенно влияет на распределение температур как в фундаменте, так и в осадочном чехле. Анализ рифейско-кайнозойской геодинамической эволюции региона [1, 10] позволяет выделить временные интервалы основных событий Тимано-Печорского региона, которые представлены в таблице 2.
Пангея и формирования соответствующих мегакомплексов пород, которые привели к формированию сложной архитектуры фундамента и осадочного чехла через движения и эволюцию континентальной и океанической кор. В этом контексте возраст стабилизации фундамента существенно влияет на распределение температур как в фундаменте, так и в осадочном чехле. Анализ рифейско-кайнозойской геодинамической эволюции региона [1, 10] позволяет выделить временные интервалы основных событий Тимано-Печорского региона, которые представлены в таблице 2.
Табл. 2. Временные интервалы основных событий Тимано-Печорского региона
Значительный вклад в изучение тектонического строения внесли ученые:
Б.Л. Афанасьев, М.Д. Белонин, А.А. Богданов, М.М. Богданов, В.И. Богацкий, Г.Ф. Буданов, Л.А. Дараган-Сущева, С.А. Данилевский, В.А. Дедеев, Е.Б. Грунис, Ф.А. Курбацкая, А.В. Куранов, В.Н. Макаревич, Н.А. Малышев, Е.Е. Милановский, Н.И. Никонов, О.М. Прищепа, В.Б. Ростовщиков, И.Н. Рыжов, А.В. Ступакова, Н.И. Тимонин, А.А. Ференс-Сороцкий, В.Е. Хаин, О.В. Чумакова, Н.С. Шатский, В.В. Юдин и другие.
Б.Л. Афанасьев, М.Д. Белонин, А.А. Богданов, М.М. Богданов, В.И. Богацкий, Г.Ф. Буданов, Л.А. Дараган-Сущева, С.А. Данилевский, В.А. Дедеев, Е.Б. Грунис, Ф.А. Курбацкая, А.В. Куранов, В.Н. Макаревич, Н.А. Малышев, Е.Е. Милановский, Н.И. Никонов, О.М. Прищепа, В.Б. Ростовщиков, И.Н. Рыжов, А.В. Ступакова, Н.И. Тимонин, А.А. Ференс-Сороцкий, В.Е. Хаин, О.В. Чумакова, Н.С. Шатский, В.В. Юдин и другие.
Байкальский тектоногенез (докембрий, до Є) — привел к формированию фундамента ТПНГП (до 0,54 млрд лет назад), сформировал области байкальской складчатости, повлиял на строение Тиманского кряжа. Этапы рифтогенеза (поздний ордовик — средний/поздний девон, О3-D2-3) — привели к формированию рифтогенных прогибов, накоплению «каледонских» отложений, включая нефтематеринский «доманик» (D₃fr), с типичным разрезом в районе г. Ухта. Уральский тектоногенез (ранний карбон — ранний/средний триас, C1–T1-2) — связан с герцинскими процессами: накопление угленосных (C₁v) и мелководно-морских отложений, ангидритов, солей, красноцветных отложений (пермь); после — формирование терригенных морских и континентальных пород в триасе. Пайхой-Новоземельский тектоногенез (T3–J1) — киммерийская складчатость (0,21–0,18 млрд лет назад)
со складчато-надвиговыми процессами в Пайхое и Новой Земле и формированием
моласс (до 5 км). К северо-востоку прогибание фундамента Баренцевоморского
региона (P–Kz (N)?) — позднепалеозойско-кайнозойский этап, связанный с формированием впадин (мощности осадочного чехла до 20 км), заполнением морскими и континентальными отложениями. Региональный подъем Тимано-Печорского региона (c Pg/N) — кайнозойский этап с общим подъемом территории, неотектоническими движениями и формированием современных рельефов.
со складчато-надвиговыми процессами в Пайхое и Новой Земле и формированием
моласс (до 5 км). К северо-востоку прогибание фундамента Баренцевоморского
региона (P–Kz (N)?) — позднепалеозойско-кайнозойский этап, связанный с формированием впадин (мощности осадочного чехла до 20 км), заполнением морскими и континентальными отложениями. Региональный подъем Тимано-Печорского региона (c Pg/N) — кайнозойский этап с общим подъемом территории, неотектоническими движениями и формированием современных рельефов.
Большая часть поисковых скважин, по имеющимся данным, в восточной части Верхнепечорской впадины (по имеющимся схемам тектонического районирования может называться, вероятно, Верхнепечорский гемижелоб с учетом работы [6, 7]) вскрыли отложения силур-карбонового возраста (18 шт.), и только две скважины, расположенные вблизи западного склона — Западно-Савиноборская 1 и Западно-Дутовская 1, достигли отложений протерозойского фундамента Тимано-Печорской геосинеклизы. В южной части Верхнепечорского гемижелоба, например в подошве доманикового горизонта, температуры пород изменяются от 60 до 100 °С [3]
на большей части территории исследования (рис. 2), увеличиваясь в восточном направлении. На основе анализа карты температур пород по срезу –3 000 м варьирует от 50–60 до 100 °С. Температура пород в районе Северо-Савиноборских скважин составляет около 80 °С, а в Боровской — около 100 °С, увеличиваясь в направлении рассохинских скважин. По срезу –4 000 м температура варьирует от 70 до 110 °С. В районе Северо-Вуктыльской площади температуры пород составляют около 80 °С, южнее в районе Рассохинской площади они увеличиваются почти на 20–30 °С и достигают 100–110 °С. В целом, в северном направлении, в пределах исследуемой территории, температура пород уменьшается.
на большей части территории исследования (рис. 2), увеличиваясь в восточном направлении. На основе анализа карты температур пород по срезу –3 000 м варьирует от 50–60 до 100 °С. Температура пород в районе Северо-Савиноборских скважин составляет около 80 °С, а в Боровской — около 100 °С, увеличиваясь в направлении рассохинских скважин. По срезу –4 000 м температура варьирует от 70 до 110 °С. В районе Северо-Вуктыльской площади температуры пород составляют около 80 °С, южнее в районе Рассохинской площади они увеличиваются почти на 20–30 °С и достигают 100–110 °С. В целом, в северном направлении, в пределах исследуемой территории, температура пород уменьшается.
Рис. 2. Распределение температур пород в подошве доманикового горизонта. Условные обозначения: коричневые точки — поисково-разведочные скважины
Анализ температур пород осадочного чехла является важным элементом для характеристики нефтегазовых систем в осадочных бассейнах и изучения процессов генерации, миграции, аккумуляции и диссипации углеводородов. Детальное изучение вертикального и площадного распределения температур пород осадочного чехла и факторов, влияющих на неоднородности распределения температур, способствует построению более качественных моделей генерации углеводородов и прогнозу величин рентабельных ресурсов в ТПНГП.
Уточнены природные факторы, влияющие на изменение температур пород осадочного чехла на примере ТПНГП. Определены девять основных факторов, влияющих на температуру пород, а также выделены два комплексных — геодинамический и аномальный. Охарактеризовано влияние факторов на характер изменения температуры пород. Приведены основные этапы эволюции Тимано-Печорского осадочного бассейна в рамках анализа
геодинамического фактора.
На основе анализа геологоразведочных работ, распределения месторождений углеводородов выделен пояс нефтегазоносности ТПНГП, в пределах которого проанализирована ресурсная база углеводородов.
Проанализировано распределение температур пород по срезам –3 000 и –4 000 м, которые будут детальнее рассмотрены в следующих работах. Установлено, например, что современные температуры изменяются от 50 до 100 °С пород по срезу –3 000 м в южной части ТПНГП.
геодинамического фактора.
На основе анализа геологоразведочных работ, распределения месторождений углеводородов выделен пояс нефтегазоносности ТПНГП, в пределах которого проанализирована ресурсная база углеводородов.
Проанализировано распределение температур пород по срезам –3 000 и –4 000 м, которые будут детальнее рассмотрены в следующих работах. Установлено, например, что современные температуры изменяются от 50 до 100 °С пород по срезу –3 000 м в южной части ТПНГП.
1. Белонин М.Д., Прищепа О.М., Теплов Е.Л. и др. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения. Санкт-Петербург: Недра, 2004. 396 с.
2. Губкин И.М. Минерально-сырьевая база Урала в свете новейших исследований и разведок и основные задачи ее дальнейшего изучения. Л.:
Изд-во АН СССР, 1932, 81 с.
3. Жилина И.В., Кузнецов Р.О. Прогнозирование фазового состава месторождений углеводородов в Верхнепечорской и Нюрольской мегавпадинах и картирование природных резервуаров. Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири. Ханты-Мансийск: Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана, 2025. С. 50–57.
4. Конторович В.А., Бурштейн Л.М. Современное состояние и ресурсный потенциал Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Бурение и нефть. 2025. № 12. С. 3–11.
5. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Малышев Н.А. и др. Историко-геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского моря // Геология и геофизика. 2013. Т. 54. № 8. С. 1179–1226.
6. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: СО РАН, филиал «ГЕО», 2002. 253 с.
7. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. и др. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика. 2001. Т. 42. № 11–12. С. 1832–1845.
8. Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н., Чумакова О.В. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 4. 34 с. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/40_2011.pdf (дата обращения: 10.02.2026).
9. Пронина Н.В., Лужбина М.С., Макаров Д.В. Возвращение к оценке катагенеза осадочной толщи Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна углепетрографическими методами // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1.
С. 80–87.
10. Ступакова А.В. Тимано-Печорский бассейн. Строение и основные этапы развития // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1. С. 56–64.
11. Хуторской М.Д., Соколов С.Ю. Термическая эволюция южной части Баренцева моря (свод Федынского) // Георесурсы. 2022. Т. 24. № 3. С. 99–113.
12. Ященко И.Г. Вязкие нефти и уровень теплового потока на территориях Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского бассейнов // Нефтегазовая геология. 2018. Т. 15.
№ 3. С. 45–52.
13. Blackbourn. URL: https://www.blackbourn.co.uk/about-us/ (дата обращения: 22.02.2026). (In Eng).
2. Губкин И.М. Минерально-сырьевая база Урала в свете новейших исследований и разведок и основные задачи ее дальнейшего изучения. Л.:
Изд-во АН СССР, 1932, 81 с.
3. Жилина И.В., Кузнецов Р.О. Прогнозирование фазового состава месторождений углеводородов в Верхнепечорской и Нюрольской мегавпадинах и картирование природных резервуаров. Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири. Ханты-Мансийск: Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана, 2025. С. 50–57.
4. Конторович В.А., Бурштейн Л.М. Современное состояние и ресурсный потенциал Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Бурение и нефть. 2025. № 12. С. 3–11.
5. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Малышев Н.А. и др. Историко-геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского моря // Геология и геофизика. 2013. Т. 54. № 8. С. 1179–1226.
6. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: СО РАН, филиал «ГЕО», 2002. 253 с.
7. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. и др. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика. 2001. Т. 42. № 11–12. С. 1832–1845.
8. Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н., Чумакова О.В. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 4. 34 с. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/40_2011.pdf (дата обращения: 10.02.2026).
9. Пронина Н.В., Лужбина М.С., Макаров Д.В. Возвращение к оценке катагенеза осадочной толщи Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна углепетрографическими методами // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1.
С. 80–87.
10. Ступакова А.В. Тимано-Печорский бассейн. Строение и основные этапы развития // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1. С. 56–64.
11. Хуторской М.Д., Соколов С.Ю. Термическая эволюция южной части Баренцева моря (свод Федынского) // Георесурсы. 2022. Т. 24. № 3. С. 99–113.
12. Ященко И.Г. Вязкие нефти и уровень теплового потока на территориях Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского бассейнов // Нефтегазовая геология. 2018. Т. 15.
№ 3. С. 45–52.
13. Blackbourn. URL: https://www.blackbourn.co.uk/about-us/ (дата обращения: 22.02.2026). (In Eng).
Кузнецов Р.О.
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
kuznetsovroipng@gmail.com
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
kuznetsovroipng@gmail.com
Материалы: информация разномасштабных геолого-геофизических исследований, замеры температур пород осадочного чехла в скважинах, интерпретация ГИС, данные по месторождениям углеводородов Арктического шельфа и континентальной части в пределах Ненецкого АО и Республики Коми, базы геолого-геофизической информации.
Методы: использованы методики интерпретации ГИС, термокаротажа, технологии искусственного интеллекта, методические приемы картопостроения, изложен авторский методический подход к анализу температур пород осадочного чехла на примере южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Методы: использованы методики интерпретации ГИС, термокаротажа, технологии искусственного интеллекта, методические приемы картопостроения, изложен авторский методический подход к анализу температур пород осадочного чехла на примере южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, осадочный чехол, температура пород, ресурсная база углеводородов, геотермия, геодинамика, нефть, газ, нефтегазоносность
Кузнецов Р.О. Особенности распределения температур пород осадочного чехла юга Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции: анализ и определяющие факторы // Экспозиция Нефть Газ. 2026. № 2. С. 28–32. DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-28-32
25.02.2026
УДК 551.242, 571.1
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-28-32
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-28-32
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84