Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в пределах Коми АССР и Ненецкого автономного округа Архангельской области РСФСР. 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. Разведочное бурение ведётся с 1890. Первое месторождение лёгкой нефти (Чибъюское) открыто в 1930, тяжёлой (Ярегское) — в 1932. К 1987 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 восемь 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. Нефти 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 нефтей 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 количествах 10-415 г/ м³.

Добываемая нефть поступает на Ухтинский перерабатывающей завод 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.