непермскій (0,1-2,5 км), теригенний тріасовий (до 1,7 км). Найбільше число покладів (понад 80) виявлено в середньодевонські-ніжнефранкском комплексі. Поклади здебільшого сводовие (пластові або масивні), часто з литологическим або стратиграфическим екрануванням, рідше тектонічно екрановані. У південній частині Іжма-Печорської западини, на Колвинского мегавали, в Хорейверской западині і на Варандейського валу виявлені переважно нафтові родовища; в Верхнепечорской западині Предуральского прогину - здебільшого газові та газоконденсатні. Нафти в основному метанонафтенового складу, парафінисті (2-5%), рідше високопарафіністие (6-23,4%), дуже рідко малопарафіністие (2%). Зміст S 0,1-3%. Високосірчисті нафти виявлені в карбонатних відкладеннях силуру, верхнього девону, карбону - нижньої пермі і тріасу вала Сорокіна. Щільність нафт 807-981 кг/м3. Вільні гази метанові, з вуглеводневого компонентів містять N2 і CO2. Деякі попутні гази - вуглеводневу-азотного складу. Конденсат щільністю 672-790 кг/м3 міститься в багатьох газових покладах в кількостях 10-415 м/м3.
Видобута нафта надходить на Ухтинский переробної завод і в нафтопровід Усинськ - Ухта - Ярославль - Москва, газ - в газопровід «Північне сяйво» (Вуктил - Ухта - Торжок - Мінськ з відгалуженням Грязовець - Санкт-Петербург). Центри розвідки і розробки - Ухта, Архангельськ, Нарьян-Мар [3].
. Волго-Уральська НГП
Волго-Уральська нафтогазоносна провінція - розташована в межах Свердловської, Кіровської, Ульяновської, Самарської, Оренбурзької, Саратовської, Волгоградської області, республік Татарстан, Башкортостан і Удмуртії, а так само Пермського краю. Площа 700000 км2.
Перше родовище нафти було відкрито в 1929 в Верхнечусовскіх містечках, в 1932 відкрито Ішімбаевское родовище, пристосоване до рифів нижньої пермі, девонская нафту виявлена ??в 1944. До 1 982 відкрито близько 920 родовищ. Найбільш відомі родовища: Ромашкинское, Новоелховское, Арланское, Шкаповское, Туймазинское, Ярино-Каменноложское, Бавлинский, Мухановське, Покровське, кулішевський, Соколовогорское, Бобровское, Осиновського, Чутирско-Кіенгопское (нафтові); Оренбурзьке, Коробковское, Степновского (газові та газоконденсатні). Географічно провінція розташована в східній частині східно-європейської рівнини. Основні водні артерії - pеки Волга, Кама, Біла, Урал, Чусова. Північна частина волго-уральської нафтогазоносної провінції розташована в лісовій зоні і лісотундрі, південна частина - в лісостеповій та степовій зонах. Основні шляхи сполучення - розвинена мережа автомобільних і залізниць. Транспорт нафти і газу - за місцевими та магістральним нафтогазопроводів. Переробка нафти, що видобувається головнимчином в межах провінції, за винятком нафти, що транспортується в країни - члени Ради економічної взаємодопомоги. Основні центри видобутку - міста Альметьевск, Oca, Нефтекамськ, Туймаз, Жовтневий, Гра, Відрадний, Бугуруслан, Бузулук, Жигульовськ та ін.
Волго-уральська нафтогазоносна провінція приурочена до східної частини східно-європейської платформи й Передуральським прогину; обмежена на півночі і сході Тіманн, Уралом, на півдні межує з Прикаспійської синеклізою, на заході з Воронезьким склепінням і Токмовско-Сисельской системою склепінь. Фундамент платформи докембрійський, гетерогенний. Потужність платформного рифей-вендського і палеозойського чохла (з незначним розвитком порід мезозою) в її східній частині 9-12 км. Розріз осадового чохла представлений континентальними, прибережно-морськими і морськими (теригенними і карбонатними) утвореннями - рифей-вендського, девонського, кам'яновугільного і пермського комплексів порід. Виявлено ряд великих склепінь (Татарський, Пермської-Башкирський, Жигульовска-Оренбурзький та ін.), Западин, валів і прогинів, які ускладнені більш ніж 2 тисяч локальних підняттів, що характеризуються розмірами від 1х2 до 10х50 км і амплітудами від 10 до 100 м і більше. Промислові нафтогазоносні відкладення девону, карбону і пермі, нефтепроявленія відзначені в породах рифей-вендського віку. Продуктивні горизонти виявлені на глибині від 0,5 до 5 км і більше. Поклади в основному пластові сводовие, пластові сводовие литологически екрановані, масивні і в невеликій кількості тектонічно екрановані. Дебіти свердловин в умовах нормальних гідростатичних тисків середні (до 100-200 т/с) і невеликі. Розробка покладів здійснюється, як правило, з підтриманням пластового тиску.
Нафти головним чином парафінового типу, середньої і високої щільності (820-890 кг/м3), сірчисті (0,5-3,0%), смолисті. Вільні гази нижнепермских відкладень метанові, сірчисті (до 5,5%), з низьким вмістом азоту. Газові шапки і розчинені гази в нафтах кам'яновугільних відкладень північних районів містять до 98% азотного газу. В цілому по провінції з півночі наюг і з заходу на схід спостерігається поступове зменшення щіл...
