Где находится тимано-печорский бассейн

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн

Тимано-Печорский бассейн расположен на северо-востоке Русской платформы, в области глубокого прогибания фундамента между Тиманом на западе и Уралом и Пай-Хоем на востоке (рис. 42). Обрамление бассейна — Тиман, Урал и Пай-Xoй — определяют его границу, которая проходит вдоль зоны выклинивания продуктивных девонских отложений на склоне Тимана и вдоль зоны выклинивания каменноугольных и пермских отложений на Урале. На юге бассейн ограничен наиболее приподнятой частью Ксенофонтовского выступа фундамента, на севере он открывается в сторону Ледовитого океана. Погружающийся палеозойский комплекс уходит под дно Баренцева моря.

Тиманский кряж, обрамляющий бассейн с юго-запада, представляет собой древнее сооружение, для которого фиксируются интенсивные складчатые движения на границе протерозойского и палеозойского времени с завершением консолидации сооружения в целом в результате раннепалеозойских движений. К началу девона Тиман уже составлял часть Русской платформы. Позднепалеозойские движения привели к образованию крупных разломов и определили современный структурный план Тимана, являющийся итогом всех происходивших тектонических движений.

Восточное и северо-восточное обрамление бассейна — Урал и Пай-Хой — являются палеозойскими сооружениями, консолидация которых была завершена в конце палеозоя.

Фундамент Тимано-Печорского бассейна разновозрастный, глубина залегания его в разных частях бассейна различна. На наибольших глубинах фундамент залегает на Печорской гряде и в Предуральском прогибе.

Фундамент раннепалеозойской консолидации изучен на Тимане и в прилегающей к нему полосе, где он обнажается на поверхности и вскрыт скважинами. Он сложен здесь кварцитами, сланцами и карбонатными породами, разделенными на четыре свиты, а также изверженными породами как кислого, так и основного состава.

На северо-восточном склоне Тимана и в наиболее погруженной части бассейна развита мощная толща главным образом палеозойских, частично мезозойских и четвертичных образований. Нижнепалеозойский, кембросилурийский комплекс отложений широко развит на всей территории бассейна. В Притиманье он сложен песчано-глинистыми отложениями, белыми, сахаровидными, пестроцветными и глинисто-карбонатными и ангидритовыми в верхней части разреза. Мощность его достигает 100 м в восточных частях бассейна. Терригенная часть, особенно самая нижняя, представленная песчаниками, обладает хорошими коллекторскими свойствами. Нефтегазопроявления неоднократно отмечались в них при бурении на Седь-Иоле, Нижней Омре и на других площадях, В 1960 г. была установлена промышленная нефтеносность верхней карбонатно-доломитовой толщи силурийского возраста на месторождении Западный Тэбук.

Нижне- и среднедевонский, преимущественно терригенный, нефтегазоносный комплекс широко развит. В восточной части бассейна, в Предуральском прогибе он достигает наибольшей мощности — 1100 м — и представлен битуминозными, в верхней части карбонатными породами. На Печорской гряде вскрытая мощность среднего девона равна 800 м. К среднедевонским терригенным отложениям относится ряд горизонтов, содержащих промышленные залежи нефти и газа.

Песчано-алевритовые и алеврито-глинистые породы слагают в Притиманье нижнюю часть франского яруса, а на Печорской гряде частично и низы верхнефранского и нижнефранского подъярусов.

Мощность верхнедевонских отложений в Ухтинском районе равна 1000 м, в южной части западного борта бассейна не превышает 600 м; увеличиваясь на восток, на Печорской гряде она достигает 3000 м. В Западном Приуралье в районе р. Щугор верхнедевонский карбонатный комплекс обладает мощностью 530 м. Продуктивные горизонты верхнедевонского комплекса сложены песчано-алевритовыми породами нижнефранского подъяруса, характеризующимися большой изменчивостью литологического состава, что влияет на характер связанных с ними залежей нефти и газа.

Нижнекаменноугольный терригешшй комплекс содержит залежи нефти Ii газа в районе Джебола на Южном Тимане и в районе Югид на Средней Печоре. При опробовании были получены притоки нефти и газа из ряда скважин, пробуренных на Северной Мылве, Покче и в других районах.

Вышележащий карбонатный комплекс занимает средне- и верхнекаменноугольные отложения, а также сакмарский и артинский ярусы нижней перми. Он сложен карбонатными, местами глинисто-карбонатными породами, мощность которых значительно увеличивается в восточном направлении главным образом за счет сакмарско-артинских отложений и достигает 2500— 3000 м на севере Предуральского прогиба. На различных участках бассейна наблюдаются нефтепроявления главным образом в верхней части комплекса. При бурении отмечалось газирование из артинских отложений и небольшие притоки нефти. Весьма вероятно обнаружение в выступах карбонатной толщи массивных залежей нефти и газа, связанных с трещиноватостью и кавернозностью карбонатных коллекторов.

Верхнепермский терригенный комплекс, сложенный мощной толщей песчано-алеврито-глинистых пород и мергелей, мощность которого достигает 900 м и более в Печорской депрессии, увеличиваясь до нескольких тысяч метров в Предуральском прогибе. Нефтеносность его установлена на юге Печорской впадины (Савиноборская площадь и др.).

Мезозойский комплекс отложений имеет ограниченное распространение на территории бассейна. Он известен в Печорской депрессии и в Предуралье, где представлен предположительно триасовыми пестроцветными породами, а также песчано-глинистыми юрскими и меловыми отложениями. Мощность этих отложений достигает 300 м в Печорской впадине и несколько возрастает в Приуралье.

По структурным особенностям, условиям осадконакопления и нефтегазоносности в Тимано-Печорском бассейне выделяются восемь областей.

I. Притиманская (северо-восточный склон Тимана).

II. Печорской депрессии.

III. Печорской тектонической гряды и Нарьян-Марского поднятия.

IV. Большеземельского свода.

V. Каратамхинской впадины Предпайхойского прогиба.

VI. Косью-Роговекой (Воркутинской) впадины Предуральского прогиба.

VII. Большесынской (Усть-Усинской) впадины Предуральского прогиба.

VIII. Верхне-Печорской (Илычской) впадины Предуральского прогиба.

Притиманская область представляет собой юго-западный пологий борт

бассейна с метаморфическим кварцито-сланцевым фундаментом, осложненным поднятиями, группирующимися в известные и возможные зоны нефтегазонакопления. Как отдельные поднятия, так и зоны, образованные ими, имеют северо-западное простирание, за исключением поперечного Ижма-Сойвинского поднятия. К зонам выклинивания эйфельеких и живетских отложений приурочена соответствующая зона нефтегазонакопления, связанная с месторождениями Ярегское, Чутинское, Нямедекое, Изкосьгорское, Куш-Коджское, Нибельское.

К Верхнеижемской антиклинальной зоне нефтегазонакопления приурочены месторождения Седь-Иольское и Вой-Вожское.

Поперечному Ижма-Сойвинскому структурному выступу соответствует площадь нефтегазонакопления, связанная с месторождениями Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское.

Здесь продуктивны девонские комплексы. Перспективы могут быть связаны с антиклинальными зонами, аналогичными уже известным в настоящее время, а также с зонами выклинивания эйфельских и главным образом живетских отложений в более северных частях Притиманской области.

Печорская депрессия, расположенная непосредственно к востоку от Притиманской области, значительно погружена относительно последней и относительно Печорской тектонической гряды. Фундамент Печорской впадины бурением еще не вскрыт. Впадина выполнена мощной толщей палеозойских и частично мезозойских пород. Разведанных месторождений нефти и газа здесь пока неизвестно. Промышленные притоки нефти получены из среднедевонского терригенного комплекса на месторождении Западный Тэбук.

Структурным элементом, отчетливо вырисовывающимся даже на мелкомасштабной геологической карте, является крупный Ижма-Печорский свод, в пределах которого в настоящее время известны осложняющие его поднятия — Лелью-Ира-Иольское, Западно-Тэбукское, Тэбукское и др.

Верхне-Печорская (Илычская) впадина представляет собой область глубокого предгорного прогиба, выполненного мощной толщей палеозойских, особенно каменноугольных и пермских отложений. Переход от пологого западного борта бассейна к прогибу уступообразный и флексурообразный. Мощность палеозойских пород, выполняющих бассейн, здесь резко увеличивается. Складки, развитые в этой области, резко выражены и имеют меридиональное простирание.

Джебольское месторождение связано с Верхне-Почорской антиклинальной зоной нефтегазонакопления, в которую входят Джебольское, Тыбьюсское, Правобережное и Мамыльское поднятия. На Джебольском месторождении продуктивен нижнекаменноугольный комплекс. Кроме того, в этой же области перспективной является Худопольско-Войская антиклинальная зона нефтегазонакопления.

Печорская гряда представляет собой крупный вал северо-западного простирания, образующий на севере две расходящиеся ветви. Печорская гряда связана с зоной разломов в фундаменте, фиксируемых геофизическими исследованиями. По облику структурных форм, развитых здесь, по фациальному характеру и мощностям отложений Печорская гряда значительно отличается от описанных выше областей. Она осложнена целым рядом поднятий. С одним из них связано месторождение Югид, где залежи нефти содержатся в терригенных отложениях визе.

Область крупного Большеземельского свода расположена в треугольнике между Печорской грядой, Уралом и Пай-Хоем. Эта область очень слабо изучена в геологическом отношении. Аэромагнитная съемка показала, что магнитное поле здесь резко положительное и значительно отличается от такового в Притиманской части и в Печорской депрессии.

Каратахинская и Воркутинская впадины заполнены породами преимущественно пермского возраста. Пермские отложения имеют здесь наибольшие мощности — до 2500—3000 м (P1) — и обладают промышленной угленосностью. Каратаихинская и Воркутинская впадины являются частями Печорского каменноугольного бассейна.

Где находится тимано-печорский бассейн

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов с развитой нефтегазодобывающей отраслью на территории России.

В географическом отношении его территория относится к северо-восточной части Русской равнины. В пределах суши территория бассейна охватывает практически весь бассейн реки Печоры с ее притоками и рек, впадающих в Печорский сектор Баренцева моря (Коротаиха, Морею, Черная). Общая площадь – около 330 тыс км2.

В административном отношении территория бассейна находится в пределах Республики Коми, а северная ее часть охватывают всю восточную часть Ненецкого автономного округа Архангельской области с центром в городе Нарьян-Мар.

Достаточно давно, еще в 1762 году на реке Ухта были отмечены первые выходы нефти, а первый сбор нефти был организован на реке Ярега, впадающей в реку Ухту. Затем предпринимателем Федором Прядуновым был организован первый кустарный нефтеперегонный заводик. Образцы нефти были доставлены в Петербург, а оттуда на исследование за рубеж. Неоднократные попытки организовать разведку и добычу нефти до революции не увенчались успехом, и лишь в 1929 году на Ухту была отправлена первая крупная экспедиция, которая занялась систематическими исследованиями на севере европейской части России всех полезных ископаемых, включая нефть. Геологической службой руководил известный геолог-нефтяник Н.Н. Тихонович. Уже в 1930 году впервые на территории России была получена нефть из девонских песчаников на реке Чибью в черте современного города Ухта. На месте этой скважины сейчас установлен памятный знак.

Получение нефти из девонских песчаников позволило известному ученому-нефтянику Губкину предположить, что эти отложения будут присутствовать и в более южных районах России. Действительно, уже в 1929 году было открыто первое нефтяное месторождение в Перми (Чусовские городки). Затем были открыты: в 1932 году – Ишимбаевское месторождение, а вслед за ними Туймазинское в Башкирии. С этого и началась разведка так называемого «второго Баку» (Татария, Башкирия, Саратовская, Самарская, Пермская и Оренбургская области). Подобное название район получил потому что ранее нефтяные месторождения были известны только в Баку, в районе Гурьева (Казахстан) и на Кавказе (Майкоп и Грозный). Исторически, получение нефти в Ухте положило начало широкому развертыванию поисково-разведочных работ на Русской платформе.

В 1932 году в районе Ухты было открыто Ярегское месторождение с достаточно крупными запасами. Но полученная нефть оказалась настолько вязкой, что очень долго оставался открытым вопрос о возможности ее добычи. После длительных дебатов добычу нефти организовали шахтным способом. Здесь же в 1937 году впервые в Советском Союзе была заложена первая нефтяная шахта. Гораздо позднее для промышленной добычи вязкой нефти стали применять паро-тепловой метод, что позволило резко увеличить коэффициент извлечения. Коэффициент извлечения высоковязкой нефти при шахтном методе составлял 5-6 %, а при использовании паро-теплового метода – 30-40 % и даже 50-60 %.

В 1935-1951 годах были открыты Войвожское, Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское месторождения, на базе которых и развивалась в дальнейшем нефтегазовая добыча Тимано-Печорской провинции. Но это были сравнительно небольшие месторождения, с запасами на самом крупном из них (Нижнеомринском) порядка 20 млн условных тонн, в том числе примерно одна треть из них – газ. Естественно, что добыча нефти в больших объемах не могла быть организована.

В 1959 году было открыто Западно-Тэбукское месторождение легкой нефти, первое по-настоящему крупное, с извлекаемыми запасами порядка 60 млн тонн.

В 1962 году открыто Мичаюское месторождение, получена первая тяжелая нефть из нижнепермских известняков на Усинском месторождении. Нефть оказалась такой же вязкой и тяжелой как на Ярегском месторождении.

В 1963 году были открыты Пашинское (40 млн тонн), Северо-Савиноборское и Джьерское (10 млн тонн) месторождения. В 1964 году было открытое крупнейшее на еропейском севере Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

В 1978 году на Усинском месторождении открыты высокодебитные залежи, причем дебиты нефти из скважин достигали 600-700 тонн в сутки.

В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых – 136 нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых.

Новые разрабатываемые месторождения расположены в северной части бассейна, где отсутствует общая и отраслевая инфрастурктура, затруднено решение транспортных проблем. Наиболее перспективно освоение таких месторождений, как Северо-Кожвинское, Южно-Лыжское, Южно-Тереховейское, Среднемакарихинское, Северо-Баганское, Южно-Юрьяхинское, Верхнегрубешорское, Пашорское. Также, в перспективе предусматривается интенсивное развитие добычи углеводородов на территории Ненецкого автономного округа и шельфовой зоны Баренцева моря.

На рисунке 3 представлена Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.

Рис.4. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

В настоящее время на территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна осуществляется достаточно много крупных проектов. Наиболее крупные проекты на территории бассейна следующие:

Предусматривает разработку Южно-Шапкинского, Южно-Ярьяхинского, Верхнегрубешорского и Пашорского месторождений. Запасы оцениваются в 40 млн тонн. Срок реализации проекта освоения – 15 лет. Объем необходимых инвестиций – не менее 350 млн долларов.

2. «Северные территории»

Предусматривает разработку Хильчуюского, Южно-Хильчуюского, Яреюйского, Инзырейского месторождений. Необходимый объем инвестиций – 2 млрд долларов.

3. Timan Pechora Company

Предусматривает разработку месторождений им. Романа Требса, им. Титова, а также Варандейского и Торавейского. Запасы оцениваются в 177 млн тонн. Необходимый объем инвестиций – 50 млрд долларов. Это наиболее крупный и перспективный проект, осуществляемый в Тимано-Печорском нефтеазоносном бассейне.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн

Большая советская энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия . 1969—1978 .

• Тимаков Владимир Дмитриевич
• Тиманский кряж

Полезное

Смотреть что такое “Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн” в других словарях:

Северо-Западный экономический район — один из крупных экономических районов СССР. Занимает всю северную часть Европейской территории Советского Союза. Берега С. З. э. р. на С. омываются Баренцевым, Белым и Карским морями, на Ю. З. Финским заливом Балтийского моря. В состав… … Большая советская энциклопедия

Приуралье — окраинная часть Восточно Европейской равнины, прилегающая к западному склону Урала, главным образом в бассейнах рр. Камы и Печоры. На С. расположена Печорская низменность высота 50 150 м, южнее Верхнекамская возвышенность, Бугульминско… … Большая советская энциклопедия

КОМИ — 1. КОМИ (устаревшее название зыряне) , народ в Российской Федерации (336 тыс. человек), коренное население Республики Коми (292 тыс.). Язык коми зырянский пермской ветви финно угорских языков. Верующие православные. 2. КОМИ, Республика Коми,… … Русская история

Коми — Коми. 1. Свердловская область Коми, Республика Коми, расположена на крайнем северо востоке Европейской части России. Входит в Северный экономический район. Площадь 415,9 тыс. км2. Население 1185,5 тыс. человек. (1996). Столица г. Сыктывкар.… … Словарь “География России”

Тихонович — Николай Николаевич [9(21).1.1872, Харьков, 17.6.1952, Москва], советский геолог, заслуженный деятель науки РСФСР (1947), профессор (1943). Окончил Харьковский университет (1897). Работал в Геологическом комитете (1904 33); с 1940 в… … Большая советская энциклопедия

Тиманский кряж — возвышенность на С. В. Восточно Европейской равнины. Протягивается от Чешской губы Баренцева моря на С. З, до истоков р. Вычегды на Ю. В. (в Коми АССР и Архангельской области РСФСР). Длина около 900 км. Долинами рр. Пижмы Печорской и… … Большая советская энциклопедия

Предуралье — Предуралье территория, прилегающая к западному склону Урала, главным образом в бассейнах рек Кама и Печора, окраинная часть Восточно Европейской равнины. В Предуралье расположены Пермский край, Республика Башкортостан, Удмуртская Республика … Википедия

Нефть — Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… … Большая советская энциклопедия

Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика — самая крупная среди союзных республик CCCP по терр. и населению. Pасположена в вост. части Eвропы и в сев. части Aзии. Пл. 17,08 млн. км2. Hac. 145 млн. чел. (на 1 янв. 1987). Cтолица Mосква. B состав РСФСР входят 16 авт. республик, 5 авт … Геологическая энциклопедия

Пермская система (́период) — пермь (по назв. б. Пермской губ.), шестая (последняя) система палеозойской эратемы, соответствующая 6 му периоду палеозойской эры истории Земли. B стратиграфич. шкале следует за каменноугольной и предшествует триасовой системе мезозойской … Геологическая энциклопедия

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Площадь 350 тысяч км2.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП) расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области.

Площадь – 350 тысяч км 2 .

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.

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).

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/м 3 .

Свободные газы метановые, из неуглеводородных компонентов содержат N₂ и CO₂.

Некоторые попутные газы – углеводородно-азотного состава.

Конденсат плотностью 672-790 кг/м 3 содержится во многих газовых залежах в количестве 10-415 г/ м 3 .

Значение ТИМАНО-ПЕЧОРСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН в Большой советской энциклопедии, БСЭ

нефтегазоносный бассейн , на территории Коми АССР и Ненецкого национального округа Архангельской области. Общая площадь составляет 376 тысяч км 2 . Т.-П. н. б. на юге граничит с Волго-Уральской нефтегазоносной областью , а с востока отделен Уральским хребтом от севера Тюменской области, где известны богатейшие месторождения природного газа. Встречаются газовые, газоконденсатные, нефтяные и смешанные месторождения.

На территории Т.-П. н. б. – 48 месторождений нефти и газа, из них 41 разведано, а 24 переданы в разработку.

Первые поисковые работы начались в 1918 по инициативе В, И. Ленина, а с 1928 – планомерные поиски, которые в 1930 увенчались промышленным притоком лёгкой нефти на Чибъюском участке из отложений девона (аналог пашийского горизонта), положившим начало созданию на Ухте нефтеперерабатывающей промышленности. В 1932 открыто Ярегское месторождение тяжёлой нефти, на котором в 1937 заложена первая в СССР нефтяная шахта, в 1935 – Седъёльское газовое месторождение, на базе которого и открытого в 1943 Войвожского месторождения в 1948 построен первый в мире подвесной газопровод. В 1959 на Ю. Ижма-Печорской впадины выявлено Западно-Тэбукское нефтяное месторождение. В 1959-74 в Т.-П. н. б. открыто 26 месторождений, в том числе разведаны Вуктыльское и Усинское.

Т.-П. н. б. занимает северо-восточную часть Восточно-Европейской платформы . В геологическом строении участвуют отложения рифея (фундамент) и всех отделов палеозоя и мезозоя (осадочный чехол); среди структурных элементов осадочного чехла выделяются крупные валообразные поднятия северо-западного простирания: Тиманское (см. Тиманский кряж ) , Печоро-Кожвинское, Колвинское и Варандей-Адзовинское – и разделяющие их впадины – Ижма-Печорская, Денисовская и Хорейверская. На востоке Т.-П. н. б. обрамлен северной частью Предуральского краевого прогиба.

Залежи нефти и газа связаны с 7 нефтегазоносными комплексами: досреднедевонским (нижний девон, силур, ордовик) – преимущественно карбонатным, средне-девонско-нижнефранским – терригенным, верхнедевонским – карбонатным, турнейским – терригенно-карбонатным, визейским – терригенно-карбонатным, средне-каменноугольно-нижнепермским – карбонатно-терригенным и верхнепермско-триасовым – терригенным. Залежи, в основном, пластового и массивного типов. Пластовые залежи в терригенных отложениях часто находятся в сочетании с зонами литолого-стратиграфического выклинивания продуктивных пластов. Встречены нефтеносные рифы верхнедевонского возраста. Ловушками, как правило, являются своды антиклинальных поднятий.

Нефти обычно хорошего качества, плотностью 0,826-0,885 г/см 3 ; мало- и среднесернистые, парафинистые (от 0,4 до 6,6%), малосмолистые, редко – смолистые, с высоким выходом лёгких фракций. 2 месторождения (Ярегское и Усинское) содержат тяжёлые (плотность 0,936-0,962 г/см 3) вязкие нефти. Газ метановый (более 80%), обогащенный тяжёлыми углеводородами (10-17%), содержание конденсата повышенное. В газоконденсатных месторождениях выход стабильного конденсата составляет от 50 до 500 см 3 на 1 м 3 . Добыча в Т.-П. н. б. к 1975 превысила 25 млн. условных т против 1,8 млн. т в 1958. За этот период построены газопровод ‘Сияние Севера’ (Ухта – Торжок) и нефтепровод Усинск – Ярославль.

Лит.: Нефтедобывающая промышленность СССР. 1917-1967, М., 1968; Требин Г. Ф., Чарыгин Н. В., Обухова Т. М,, Нефти месторождений Советского Союза, М., 1974.