Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Расположена в пределах Коми АССР и Ненецкого автономного округа Архангельской обл. РСФСР. Пл. 350 тыс. км². Включает Ижма-Печорскую, Печоро-Колвинскую, Хорейвер-Мореюскую, Сев.-Предуральскую нефтегазоносные обл. и Ухта-Ижемский нефтегазоносный р-н. Наиболее значит. м-ния: Ярегское, Верхнеомринское, Пашнинское, Лаявожское, Усинское, Вуктыльское, Интинское, Юж.-Шапкинское, Харьягинское, Варандейское, Сарембойское. Кустарная добыча и переработка ухтинской нефти началась с 1745. Разведочное бурение ведётся с 1890. Первое м-ние лёгкой нефти (Чибъюское) открыто в 1930, тяжёлой (Ярегское) — в 1932. К 1987 в Т.-П. н. п. выявлено св. 75 м-ний нефти и газа (св. 230 залежей).

В тектонич. отношении провинция приурочена к сев.-вост. части Вост.-Европейской платформы и прилегающим с В. Предуральскому и Предпайхойскому краевым прогибам. Ограничена на 3. и Ю.-З. поднятиями Тимана, на В. и С.-В. — Уралом и Пай-Хоем, на С. открывается в Баренцево м. В платформенной части провинции выделяют: Ижма-Печорскую и Хорейверскую впадины, Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзьвинскую структурную зону и Вост.-Тиманский мегавал; в области передовых прогибов — Верхнепечорскую, Большесынинскую, Косью-Роговскую, Коро- таихинскую впадины, передовые складки зап. склона Урала. Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами. Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с макс. мощностью от неск. сотен м (Тиман) до 6-8 км (платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб). Выявлено восемь нефтегазоносных комплексов: терригенный красноцветный вендско-ордовикский (мощность св. 1 км), карбонатный силурийско- нижнедевонский (до 2 км), терригенный среднедевонско-нижнефранкский (св. 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 (св. 80) обнаружено в среднедевонско-нижнефранкском комплексе. Залежи б.ч. сводовые (пластовые или массивные), часто с литологич. или стратиграфич. экранированием, реже тектонически экранированные. В юж. части Ижма-Печорской впадины, на Колвинском мегавалу, в Хорейверской впадине и на Варандейском валу выявлены преим. нефт. м-ния; в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба — б.ч. газовые и газоконденсатные. Нефти в осн. 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, верх. девона, карбона — ниж. перми и триаса вала Сорокина. Плотность нефтей 807-981 кг/м³. Свободные газы метановые, из неуглеводородных компонентов содержат N₂ и CO₂. Нек-рые попутные газы — углеводородно-азотного состава. Конденсат плотностью 672-790 кг/м³ содержится во мн. газовых залежах в кол-вах 10-415 г/ м³.

Добываемая нефть поступает на Ухтинский перерабат. з-д и в нефтепровод Усинск — Ухта — Ярославль — Москва, газ — в газопровод "Северное сияние" (Вуктыл — Ухта — Торжок — Минск с ответвлением Грязовец — Ленинград). Центры разведки и разработки — Ухта, Архангельск, Нарьян-Мар. См.карту.

С. П. Максимов.