Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПНГП) расположена на севе- ро-востоке Европейской части России. В разрезе осадочных пород ТПНГП выделяет- ся 7 нефтегазовых комплексов (НГК) [73]: среднекембрийско-нижнеордовикский, среднеордовикско-нижнедевонский, среднедевонско-нижнефранский, среднефранско- турнейский, нижне-средневизейский, верхневизейско-нижнепермский, нижнеперм- ско-триасовый.
Среднекембрийско-нижнеордовикский НГК представлен песчаниками серыми, мелко-среднезернистыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями гравелитов и тёмно- серых и красноцветных аргиллитов. Мощность комплекса составляет около 400 м. Пористость песчано-алевритовых коллекторов комплекса составляет 7-9%, проница- емость – до 10 мД. Признаки газоносности установлены на Западно-Вуктыльском ме- сторождении.
Среднеордовикско-нижнедевонский НГК имеет повсеместное распространение в провинции и представлен шельфовыми, преимущественно органогенными карбонатны- ми отложениями. Разрезы с мощностью более 3 500 м располагаются на северо-востоке ТПНГП. Карбонатные коллектора комплекса приурочены к нижнесилурийским и ниж- недевонским отложениям и имеют пористость 8-12% и проницаемость 40-70 мД. При- знаки газонефтеносности установлены на Вуктыльском, Верхнелайском и Лайском газоконденсатных месторождениях, Командиршорской, Южно-Степковожеской, Хо- седаю-Неруюской и Усино-Кушшорской площадях.
Среднедевонско-нижнефранский НГК представлен чередующимися тёмно- серыми аргиллитами и светло-серыми песчано-алевритовыми породами кварцево- полевошпатового состава. Промышленный приток конденсатного углеводородного газа зафиксирован в старооскольских песчаниках среднего девона на Вуктыльском месторождении. Кроме этого, выявлены многочисленные залежи нефти и газа на Верхнелайском, Печорогородском, Печорокожвинском, Усинском и Кыртаельском месторождениях.
Среднефранско-турнейский НГК сложен преимущественно карбонатными орга- ногенными породами. В разрезе доминируют рифогенные природные резервуары и ло- вушки общей мощностью от 50 до 400 м. Средняя пористость рифогенных известняков составляет от 12 до 25% при проницаемости от 100 до 400 мД, в отдельных случаях до 1 Дарси.Признаки газонефтеносности установленына Западно-Тэбукском, Южно- Тэбукском, Низевом, Верхнегрубешорском и Баганскомместорождениях.
Нижне-средневизейский НГК представлен терригенными породами. Общая мощность комплекса составляет от 50 до 400 м. Пористость пород составляет до 22% при проницаемости до 350-400 мД. Промышленные скопления углеводородов выяв- лены на Вуктыльском нефтегазоконденсатном месторождении.
Верхневизейско-нижнепермский НГК сложен преимущественно карбонатными породами (известняк и доломит). Мощность комплекса колеблется от 1 000 до 2 000 м. Пористость карбонатных коллекторов составляет в среднем 15-20% при про- ницаемости от 40 до 800 мД. Крупные залежи нефти и газа комплекса выявлены на Лаявожском, Шапкинском, Южно-Шапкинском и Коровинском месторождениях, Козлаюсской, Интинской, Романьельской и Падимейскойплощадях.
Нижнепермско-триасовый НГК сложен терригенными карбонатно- терригенными породами общей мощностью до 2 500 м. Наибольшее распространение имеют песчано-алевритовые коллектора с пористостью 10-25% и проницаемостью 100-500 мД. Интенсивные проявления нефти и газа отмечены на Лаявожском, Варан- дейском, Василковском, Кумжинском и Коровинском месторождениях.
Разрезы площадей и месторождений ТПНГП по условиям бурения и залегае- мым породам можно разделить на 7 пачек равной буримости [42]:
1. Четвертичные, юрские и триасовые отложения, представленные не сцемен- тированными, рыхлыми, мягкими породами (песок,глина).
2. Пермские, верхне- и среднекаменноугольные отложения, представлен- ные мягко-средними и средними по твёрдости породами (глина, песчаник, алев- ролиты).
3. Нижнекаменноугольные и верхнедевонские отложения, представленные средне-твёрдыми карбонатными и сульфатными породами с редкими прослоями терригенных.
4. Доманиковый горизонт верхнедевонских отложений, представленный твёр- дыми карбонатнымипородами.
5. Кыновский и саргаевский горизонты верхнедевонских отложений, пред- ставленные средними по твёрдости глинистыми породами с прослоямиизвестняков.
6. Среднедевонские отложения, представленные средне-твёрдыми и твёрдыми песчаниками.
7. Нижнедевонские и силурийские отложения, представленные средне- твёрдыми карбонатнымипородами.
В расчленении разреза на пачки равной буримости использовались результаты бурения 16 площадей ТПНГП (Рогозинская, Сандивейская, Чедтыйская, Мастеръель- ская, Возейская, Верхне-Возейская, Восточно-Возейская, Харьягинская, Средне- Харьягинская, Восточно-Харьягинская, Ошская, Леккерская, Северо- Командиршорская, Северо-Усинская, Северо-Хаяхинская, Северо-Мастеръельская), т. е. более 50 скважин Усинского района и Ненецкого автономного округа. Бурение осуществляло АООТ «Усинскгеонефть» (ранее Усинская НГРЭ) в период с 1980 по 1997 гг. Расчленение разреза на пачки равной буримости осуществлялось с использо- ванием стандартных методов математической статистики. Во всех статистических расчётах уровень значимости выбран0,05.