Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП) расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области и прилегающей акватории Печорского моря.
Площадь - 600 тыс км², в том числе суши - 350 тысяч км².
Включает Ижма-Печорскую, Печоро-Колвинскую, Хорейвер-Мореюскую, Северно-Предуральскую нефтегазоносные области и Ухта-Ижемский нефтегазоносный район.

Кустарная добыча и переработка ухтинской нефти началась с 1745 г.
Разведочное бурение ведется с 1890 г.

1^е месторождение легкой нефти (Чибъюское) открыто в 1930 г., тяжелой (Ярегское) - в 1932 г. К 1987 г. в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 75 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей).

Ресурсы нефти и газа:

• всего около 2,4 млрд тонн, в том числе нефть - около 60%;
• 1/3 запасов расположено на территории Республики Коми, 2/3 - на территории НАО.

К 1987 г. в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 75 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей).
Ныне разведано более 180 месторождений:

• 136 нефтяных;
• 2 нефтегазовых;
• 13 нефтегазоконденсатных;
• 16 газоконденсатных;
• 16 газовых.

Наиболее значительные месторождения: Ярегское, Верхнеомринское, Пашнинское, Лаявожское, Усинское, Вуктыльское, Интинское, Южно-Шапкинское, Харьягинское, Варандейское, Сарембойское.

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 8 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).

Глубина залежей: 800 м - 3 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.

Нефть в основном метанонафтенового состава, парафинистая (2-5%), реже высокопарафинистая (6-23,4%), очень редко малопарафинистая (2%).
Содержание S - 0,1-3%.
Высокосернистая нефть выявлена в карбонатных отложениях силура, верхнего девона, карбона - нижней перми и триаса вала Сорокина.
Плотность нефти - 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 количестве 10-415 г/ м³.