Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП) расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области.
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 г.
Разведочное бурение ведется с 1890 г.
1е 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).
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).
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, 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 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.
