Тима'но-Печо'рский нефтегазоно'сный бассе'йн , 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.

  С. П. Максимов.