Тімано-печорський нафтогазоносний басейн , на території Комі АССР і Ненецького національного округу Архангельської області. Загальна площа складає 376 тисяч км. 2 . Т.-П. н. би. на півдні граничить з Волго-уральською нафтогазоносною областю, а зі сходу відокремлений Уральським хребтом від півночі Тюменської області, де відомі багатющі родовища природного газу. Зустрічаються газові, газоконденсатні, нафтові і змішані родовища.
На території Т.-П. н. би. — 48 родовищ нафти і газу, з них 41 розвідано, а 24 передані в розробку.
Перші пошукові роботи почалися в 1918 за ініціативою В, І. Леніна, а з 1928 — планомірні пошуки, які в 1930 увінчалися промисловим припливом легкої нафти на Чиб'юськом ділянці з відкладень девона (аналог пашийського горизонту), поклав почало створенню на Ухте нафтопереробної промисловості. У 1932 відкрито Ярегськоє родовище важкої нафти, на якому в 1937 закладена перша в СРСР нафтова шахта, в 1935 — Сед'ельськоє газове родовище, на базі якого і відкритого в 1943 Войвожського родовища в 1948 побудований перший в світі підвісний газопровід. У 1959 на Ю. Іжма-Печорськой западини виявлено Западно-Тебукськоє нафтове родовище. У 1959—74 в Т.-П. н. би. відкрито 26 родовищ, у тому числі розвідані Вуктильськоє і Усинськоє.
Т.-П. н. би. займає північно-східну частину Східно-європейської платформи . В геологічній будові беруть участь відкладення ріфея (фундамент) і всіх відділів палеозою і мезозою (осадовий чохол); серед структурних елементів осадового чохла виділяються великі валообразниє піднімання північно-західного випрало: Тіманськоє (див. Тіманський кряж ) , Печоро-Кожвінськоє, Колвінськоє і Варандей-Адзовінськоє — і западини, що розділяють їх, — Іжма-печорськая, Денісовськая і Хорейверськая. На сході Т.-П. н. би. обрамував північною частиною Передуральського краєвого прогину.
Поклади нафти і газу пов'язані з 7 нафтогазоносними комплексами: досреднедевонським (нижній девон, силур ордовік) — переважно карбонатним, средне-девонсько-ніжнефранським — теригенним, верхнедевонським — карбонатним, турнейським — теригенно-карбонатним, візейським — теригенно-карбонатним, средне-каменноугольно-ніжнепермським — карбонатно-теригенним і верхнепермсько-тріасом — теригенним. Поклади, в основному, типів пласта і масивного. Поклади пластів в теригенних відкладеннях часто знаходяться у поєднанні із зонами літолого-стратиграфічного виклинювання продуктивних пластів. Зустрінуті нафтоносні рифи верхнедевонського віку. Пастками, як правило, є зведення антиклінальних поднятій.
Нафти зазвичай хорошої якості, щільністю 0,826—0,885 г/см 3 ; мало- і среднесерністиє, парафінисті (від 0,4 до 6,6%), малосмолисті, рідко — смолисті, з високим виходом легких фракцій. 2 родовища (Ярегськоє і Усинськоє) містять важкі (щільність 0,936—0,962 г/см 3 ) в'язкі нафти. Газ метановий (більше 80%), збагачений важкими вуглеводнями (10—17%), вміст конденсату підвищений. У газоконденсатних родовищах вихід стабільного конденсату складає від 50 до 500 см 3 на 1 м-коду 3 . Видобуток в Т.-П. н. би. до 1975 перевищила 25 млн. умовних т проти 1,8 млн. т в 1958. За цей період побудовані газопровід «Сяяння Півночі» (Ухта — Торжок) і нафтопровід Усинськ — Ярославль.
Літ.: Нафтовидобувна промисловість СРСР. 1917-1967, М., 1968; Требін Р. Ф., Чаригин Н. Ст, Обухова Т. М-коду,, Нафти родовищ Радянського Союзу, М., 1974.
