Туймазинский район

Он приурочен к Туймазинско-Бавлинской структурной зоне, соответствующей выступу фундамента, с юга ограниченного резким погружением. Структуры этого района имеют СВ простирание (Бавлинский, Туймазинский валы и отд. купола).

Наиболее крупные месторождения Туймазинское, Бавлинское. Основные продуктивные горизонты в пластах D_2-3, который здесь имеет мощность 120-140 м и имеет 6 пластов (Д_о – Д_V); продуктивны турнейские известняки и бобриковские песчаники.

Основные продуктивные горизонты Д_I и Д_II.

Шкаповско-Белебеевский район

Он расположен южнее и объединяет более 30 месторождений Башкирии и Татарии.

Белебеевская вершина расположена над глубоким прогибом Ф., заполненным бавлинской толщей. В структуре D выделяют несколько валов: на севере и СВ – Серафимовско-Балтаевский, Кандринский, Копей-Кубовский и др. и отдельные поднятия. Наиболее крупные м-ния приурочены к центральной части Белебеевской вершины: Шкаповское, Белебеевское, Серафимовское и др.

Шкаповское около г. Белебея (Башкирии) открыто в 1953 г. Поднятие прослеживается по всему PZ, размер 30х20 км, А = 20-25 м. Основные залежи в пл. Д_I и Д_IV (D₂), кроме этого в бийском горизонте D₂ нижний эйфель, фаменском ярусе, турнейском ярусе С₁ и бобриковском горизонте визейского яруса С₁.

Нижнекамский район

Он расположен на ЮВ Кукморской вершины и объединяет много м-ний, в том числе и значительные. Характеризуется полнотой разреза, более сильной дислоцированностью осадочного чехла.

Нижнекамские дислокации имеют СВ простирание, характеризуются развитием разрывных нарушений, чередованием валов и прогибов. Валы (Елабужский, Первомайско-Бондюжский, Усть-Икский, Салаушский и др.) асимметричны.

Основные скопления нефти приурочены к терригенным отложениям D (пласты Д_о, Д_I, Д_II). Продуктивны карбонатные и терригенные отложения С₁. С валами связаны зоны нефтенакопления. М-ние Бондюжское, Первомайское, Елабужское и др.

Бондюжское (1955), 6-19 км, А = 65 м, по Д_I.

Продуктивные Д_о, Д_I Q_н (дебит) до 300 т/с.

Второстепенные районы выделяются на западном склоне Альметьевской вершины – мелкие месторождения (>60), на восточном склоне – для, кот. хар-на продуктивность в основном С₁, на северном склоне Альметьевской вершины (27 месторождений) – продуктивны D и С₁; в пределах Кукморской вершины – Привятский район – несколько месторождений – залежи в тиманском (кыновском) горизонте D₃f₁.

Нефтегазоносные области Мелекесской впадины

Эта впадина разделяет Татарский, Токмовский и Жигулевско-Оренбургским своды, 200х250 км. А = 500-600 м по Ф. и D, по С и Р – значит. меньше. Наиболее погружена она на юге, более крутой – западный борт, впадина в основании имеет авлакоген рифейского возраста.

В пределах впадины основные м-ния сосредоточены на СВ борту и на соседнем ЮВ склоне Альметьевской вершины, где выделяется Аксубаево-Черемшанский н/г район. Здесь с СВ на ЮЗ выделяют несколько структурных террас осложненных многочисленными локальными поднятиями: Енорускинско-Кутушская, Нурлатско-Аксубаевская, Вишнево-Полянская, Аканская структурные террасы. Наиболее четко выделена Нурлатско-Аксубаевская. Стр-ры, в пределах которой объединяют в одноименный вал. К этим структурам и приурочены месторождения. Размер стр-р 5-7х10-12 км, А = 30-40 м. Продуктивны пласты Д_I, Д_о – в девоне, бобриковском горизонте, верейском горизонте С₂m₁. Залежи пластовые литолог., нефти в С тяжелые и сернистые.

М-ния небольшие Нурлатское (1956), Аксубаевское и др.

Кроме СВ борта, м-ния сегодня известны и в других частях Мелекесской впадины: на юге – Самарская область, на западе – Ульяновская область в D и С отл.

Н\г область Серноводско-Абдулинского прогиба

Протягивается на 300 км между Татарским и Куйбышевско-Оренбургским сводами. На западе от Мелекесской впадины отделяется Сокско-Шешминскими дислокациями. По фундаменту - это авлакоген, А = 650-720 м. Этот прогиб заполнен молассами рифейского возраста. Выше в осадочном чехле выделяются лишь отдельные небольшие депрессии.

Сокско-Шешминские дислокации – это система валов и прогибов СВ простирания. На востоке прогиба выделяются дислокации субширотного простирания (Большекинельский вал, Северо-Кинельский вал).

Нефтегазоносность: на севере и СЗ – продуктивны D и С₁ отложения, на юге и ЮВ диапазон нефтеносности шире: от D до Р₂.

В обл. известно ~ 40 мест-ний нефти и газа.

Выделяют Сокско-Шешминский нефтеносный район на западе (Сам. обл., Татария). Валы: Смагинский, Елховско-Боровской, Серноводско-Щугоровский, Байтуганский) – локальные поднятия в Р, С и D. Залежи в С₁ (бобриковские, турнейские), D (пашийские), местами С₂ (башкирские и московские). М-ния: Радаевское, Боровское – осн. скопл. С₁ (бобр.).

В ЮВ части области выделяют зоны н\г накопления: Большекинельскую, Северо-Кинельскую. Наибольшее значение имеет первая.

Она состоит из ряда валов (Сосновско-Дерюжевский, Большекинельский, Ашировско-Зыковский, Пономаревский. Валы асимметричны. Со структ. их осложн. и связаны м-ния. Залежи от эйфельского яруса D₂ до верхней перми.

М-ния многопластовые: Сосновско-Дерюжевское, Красноярское, Султангулово-Заглядинское, Калиновско-Новостепановское, Ефремово-Зыковское и др.

Н\г область Бирской седловины

Она отделяет Татарский свод от Пермско-Башкирского. На СЗ сливается с Верхнекамской впадиной, а на ЮВ – с восточным склоном Русской платформы.

Характерно несоответствие структурных планов по D и С. По D она осложнена двумя валами: Чекмагушевским и Карабаевским. По С₁, с ЮЗ на СВ, выделяются 5 валов: Базинский, Чекмагушевский, Андреевский, Иванаевский и Карабаевский валы. Валы осложнены многочисленными локальными поднятиями. Эти валы прослеживаются и в Р₁. Амплитуда увеличивается от Р₁ к С₁bb, а затем уменьшается в D. Некоторые структуры связаны с рифами D₃.

Терригенный D развит не в полном объеме – мощность 45-93 м, пласты Д_I, Д_II, Д_III – отл. плох. коллекторскими свойствами и невыд. лит. состава.

СЗ седл. характ. повыш. мощн. терриг. отл. С₁ (50-135 м).

Основные залежи в С₁ – терригенная толща 3-6 пл., но пласты не выдержаны, часто линзовидны.

Продукт. на ряде м-ний – С₁t и С₂ отл. (карбонатный комплекс).

Залежи в D второстепенны. Пласты Д_I, Д_II, Д_кын.

Наиболее крупные месторождения:

Арланское (1955) - одно из крупнейших в СССР. В карбоне многочисленные поднятия, осложнены мелкими куполами. В D – моноклиналь.

Продуктивный терригенный С₁, изв-ки С₁t и С₂. Нефть высокосернистая, вязкая, смолистая.

Манчаровское месторождение (Чекмагушевский вал) – Д_II, Д_I, С₁ терриген. и С₂.

Чекмагушевское месторождение (пласты Д_I и Д_II и Д_к). Основной Д_I. Продуктивен С₁ терригенный (второст.).

Н\г область Верхнекамской впадины (Пермская область, Удмуртия)

Верхнекамская впадина (150х500 км) и Чермозская седловина выражены по всему PZ и вендско-рифейским отложениям. Это крупная отрицательная структура. Фунд. на юге 6-8 км, на СЗ 2-2,5 км. В D и С она изометрична, в Р и MZ отл. она имеет расплывчатые очертания.

Склоны впадины осложнены валообразными поднятиями: на западе Нылгинский, Киенгопский валы, на востоке – Очерский вал, Ножовская зона, на юге – Гремихинская, Ижевская, Воядино-Шумовская зоны поднятий.

В пределах Чермозской седловины – Васильевский вал. На западном склоне валы выражены по всему разрезу, на В и ЮВ они наиболее выражены в С. ЮВ склон впадины пересекает Камская-Кинельская система прогибов.

Залежи связаны с нижневизейскими С₁ отложениями, башкирским ярусом С₂, верейским горизонтом С₂m₁. встречены залежи в турнейских известняках, серпуховском ярусе С₁ и еще реже в терригенном D (Д_о).

М-ния многопластовые. Нефти сернистые, парафинистые.

Наиболее крупные м-ния Мишкинское, Ножовское.

Мишкинское (1966) к СВ от г. Ижевска на Киенгопском валу 30х10 км, А-50 м, 23 продукт. пласта (турней, нижний визей, башкир, верей, кашир).

Областновское м-ние (1965) в 40 км к СЗ от г. Ижевска на Нылгинском валу. Продуктивный Д_о – тиманский (кыновский) горизонт D₃f₁ и верейский горизонт С₂m₁.

Однако в 90-е годы, судя по результатам работ, в ЮЗ Удмуртии на границе ее с Татарией, а именно на СВ продолжении зон Нижнекамских дислокаций открыт еще ряд небольших м-ний с продуктивными отложениями терригенного D: Граховское, Покровское, Решетниковское, Архангельское и др.

Все они хар-ся плохими коллекторскими св-вами пластов Д_о, Д_I, Д_II, Д_III и Д_IV, непостоянством их развития, невысокими дебитами нефти: (первые м³/с), редко 94 м³/с. Поднятия в девоне имеют амплитуду первые м или 10-15 м. Наиболее перспективными для поисков залежей в D грабенообразные прогибы, где отм. пов. мощ. терриген. D и поднятия приразломные.