Тимано-Печорский регион (плита) относится к числу старейших и одновременно крупнейших нефтегазоносных провинций России. Первая промышленная нефть была получена из терригенных пород и резервуары такого состава долгое время обеспечивали основную добычу углеводородного сырья.

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на протяжении последних лет добыча углеводородного сырья (УВ-сырья) в результате открытия новых месторождений не компенсируется приростом разведанных запасов нефти и газа.

Для увеличения темпов роста добычи нефти и газа в нашей стране,необходимо повышение достоверности прогноза нефтегазоносностж недр. Неглаловажную роль в этом играет изучение истории фор1Лирования подземных вод, позволяющее проследить на каких этапах геологического времени и где именно, в пределах исследуемого региона, существоавли условия благоприятные, jm6o неблагоприятные для формирования и сохранения залежей нефти и газа.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является важным районом нефтегазодобычи, снабжающим углеводородным сырьем крупные промышленные предприятия центра и севера Европейской части СССР. Топливноэнергетические ресурсы Коми АССР и Ненецкого автономного округа, главным образом нефть и газ, являются основой для формирования Тимано-Печорского территориального производственного комплекса, на развитие которого обращено особое внимание "Основными направлениями экономического и социального развития СССР на 1981 -1985 годы и на период до 1990 года".

Моделирование зон переходного насыщения углеводородами неоднородных коллекторов путем комплексирования петрофизических исследований образцов керна и интерпретации геофизических исследований скважин (на примере карбонатных и терригенных отложений Западно-Сибирской и Тимано-Печорской провинций)

Основой решения практически всех задач в нефтяной геологии является модель залежи: её геометрия и свойства. В настоящее время модель залежи представляет собой 3Д цифровую модель, где каждая ячейка характеризует её свойства. Для заполнения всех ячеек необходимы знания о закономерностях распространения таких свойств, как пористость (Кп) и нефтегазонасыщенность (Кнг). Если для расчёта коэффициента пористости разработаны множество методик и применяются различные геофизические методы его определения, то для оценки Кнг общепринятой является методика обработки данных электрометрии. Несмотря на широкое применение данной методики, она имеет ряд существенных ограничений и требуется наличие альтернативных подходов к расчету Кнг. Одним из ограничений является невозможность определения начального коэффициента нефтегазонасыщенности на длительно эксплуатируемых месторождениях с поддержанием пластового давления методом заводнения, что приводит к изменению удельного электрического сопротивления в продуктивных отложениях, не связанному со сменой характера насыщенности.

В настоящее время поиски залежей углеводородов (УВ) по всему миру связаны с нетрадиционными нефтегазоматеринскими комплексами. Угленосные отложения относятся к аналогичным комплексам, и их изучение по различным регионам проводится именно с позиции оценки генерационных возможностей (Wilkins, George, 2002; Semkiwa et. al., 2003; Обласов, 2010; Farhaduzzaman, Abdullah, Islam, 2012 и др.). Пермские отложения Косью-Роговской впадины относятся к таким объектам и содержат значительное количество многокомпонентного органического вещества (ОВ), обладающего различными генерационными возможностями (Органическая геохимия…, 2004).

Приводятся данные о закономерностях распространения залежей нефти и газа, выделяются региональные нефтегазоносные комплексы, обосновываемся оценка перспектив их нефтегазоносности» Намечены районы проведения первоочередных поисково-разведочных работ.

Предлагаемая вниманию читателей книга — первое опубликованное монографическое исследование по отложениям девона Тимано-Печорской провинции.. На обширной территории, заключенной между Тиманом и Уралом, разрезы фаменского яруса характеризуются разнообразием, стратиграфической полнотой, большими мощностями, обйлием палеонтологических остатков. В работе дается подробное описание типовых разрезов, расчленение которых принято в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой. Особое внимание уделяется обоснованию стратиграфических рубежей, в том числе границе фаменского яруса с франским и с отложениями зоны этрен. Подробное литологическое описание разнообразных пород фаменского яруса (терригенных, карбонатных, сульфатных, битуминозно-кремнистых) сопровождается анализом условий формирования естественных литологических комплексов, приуроченных к различным фациальным зонам. На основании этих данных в ранне- и позднефаменском бассейнах выделены главные морфологические элементы: некомпенсированные и аккумулятивные прогибы, обрамляющие их рифогенные зоны, нижний и верхний шельф, прибрежная равнина и осолоненная лагуна; прослежено развитие этих элементов во времени. В книге представлен полный цикл развития фаменского бассейна Тимано-Печорской провинции — от начала фаменской трансгрессии до заключительной регрессивной его фазы.
Книга рассчитана на широкий круг геологов, занимающихся вопросами стратиграфии верхнего девона, литологов, а также нефтяников.

На северо-востоке Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна (НГБ) промышленная нефтеносность связана главным образом с нижнепалеозойскими карбонатными отложениями, содержащими залежи нефти на двух десятках месторождений. Значительная продуктивность этих месторождений связана с нижнедевонскими резервуарами, которые вследствие фациального разнообразия и различной интенсивности вторичных преобразований характеризуются высокой степенью неоднородности.