Существующие представления о месторождениях нефти в кыновском горизонте как имеющих пятнисто-линзовидное строение небольших размеров и соответственно незначительные запасы, в известной мере сдерживают изучение открытых и случайно открываемых скоплений УВ в этом комплексе пород.

За исключением северо-восточных районов и отдельных участков Центральной Башкирии (горстовидных зон), эти отложения распространены повсеместно. По исследованиям В.Ф. Логвина, Э.M. Халимова, А.3. Хамзина (1973 г.), на значительной территории их накопление осуществлялось в периоды последовательно сменявшихся трех трансгрессивно-регрессивных циклов. Такой прерывистый характер накопления пород предполагает широкий спектр палеогеографических условий образования песчаных коллекторов (от континентальных до морских).

В разрезах кыновских отложений западных и центральных частей Башкирии M.Г. Адлер, В.С. Голубев и E.С. Супрунов (1975 г.) выделяют до трех песчаных пластов, суммарной толщиной до 10 м и более, сформированных в соответствующие трансгрессивно-регрессивные этапы осадконакоп-ления.

Наиболее ярко роль литологического экрана в формировании залежей видна на Илькинском нефтяном месторождении Южно-Татарского свода. Здесь на границе двух тектонических блоков, выделяемых по сравнительно резкому изменению толщины бийских отложений, установлено развитие песчаного пласта, выклинивающегося в северо-западном направлении. Продуктивные песчаники общей площадью 12 км², распространенные вдоль линии выклинивания (рисунок), имеют незначительную толщину (1,2–5,2 м), но эксплуатация их является целесообразной. В скв. 30 Исмагилово из пласта, имеющего эффективную нефтенасыщенную толщину 3,4 м, уже добыто более 22 тыс. т нефти. Текущий дебит скважин при эффективной двухметровой толщине пластов составляет 3–4,5 м³/сут нефти (скв. 15 Карамалы-Губеево и др.).

Пластовое давление залежи близко к гидростатическому и составляет 18,5 мПа, газовый фактор 19–22 м³/т. Следует отметить, что разработка этого месторождения проводится пока без поддержания пластового давления.

Западнее рассмотренного месторождения, на склоне обширного Троицкого выступа Южно-Татарского свода, где облекающие его девонские породы имеют наклон на восток (средний градиент 2 м на 1 км), в 1986 г. открыто Елизаветинское месторождение нефти с залежами в карбонатах турнейского яруса и в песчаниках терригенного девона. В последнем случае залежи нефти находятся в двух песчаных пластах кыновского горизонта, имеющих неодинаковое площадное распространение. Наиболее выдержан (площадь 5–10 км²) верхний пласт толщиной 0,8–2 м. Коллекторские свойства обоих пластов примерно одинаковы и их пористость по комплексу ГИС достигает 18–20 %. При дренировании верхнего пласта толщиной 1,8 м на 25-мм штуцере компрессором получен приток нефти плотностью 0,92 г/см³, дебитом 18 т/сут.

В кыновских отложениях Башкирского свода залежи нефти выявлены в ловушках, связанных с фациальным замещением коллекторов вверх по восстанию плотными породами. Благоприятные предпосылки открытия в его пределах новых залежей в ловушках с литологическими экранами установлены на склонах Кушкульской и Красноключевской вершин. Так, к северу от Кушкульского месторождения нефти в субширотном направлении прослеживается на протяжении около 10 км участок фестончатого распространения песчаных коллекторов. В пределах восточного заливообразного развития кыновских песчаников в скв. 81 Урюш, вскрывшей залежь нефти в зоне BHK, при опробовании интервала 1709–1724 м за 23 мин стояния на притоке получено 0,17 м³ нефти и 0,68 м³ пластовой воды. Плотность нефти 0,90 г/см³, а вязкость при 20 °C 65,16 мПа·с.

Ловушки другого типа (эрозионно-аккумулятивные или рукавообразные) установлены практически во всех регионах платформенной Башкирии. Так, на Тепляковском месторождении (см. рисунок) в пределах Башкирского свода площадь части рукавообразной залежи, протянувшейся с северо-востока на юго-запад, составляет около 12 км². Продуктивные песчаники толщиной 1,6–4,5 м пересекают две положительные девонские структурные формы. Дебиты скважин увеличиваются от бортов залежи к осевой части, например в скв 52 Тепляковской, расположенной в центральной зоне залежи, они достигают максимальных значений. Здесь из пласта толщиной 4 м фонтанный приток нефти составил 15,3 т/сут на 7-мм штуцере.

Залежь нефти недоразведана, возможно, ее продолжение в северо-восточном направлении в сторону Казанчинского месторождения, где в скв. 56 в аналогичной части разреза получен промышленный приток нефти. Недоразведанной является также и юго-западная часть этой залежи. Здесь по результатам бурения скв. 62 и 59 Тепляковских, вскрывших песчаники вблизи линии замещения коллекторов плотными породами, намечается их развитие. Это доказывается наличием в разрезе одной из скважин двухметрового нефтенасыщенного пласта песчаников с ухудшенными коллекторскими свойствами.

На территории Южно-Татарского свода залежи нефти, связанные с рукавообразным развитием кыновских песчаников, выявлены на Белебеевском месторождении (см. рисунок). Ширина их незначительна (до 0,5 км). Наиболее изученной является полоса, расположенная в южной части месторождения, она протрассирована более чем 30-ю скважинами. В осевой ее зоне толщина песчаников по сравнению с бортовыми участками увеличивается и достигает 7 м. В этом же направлении улучшаются и коллекторские свойства.

Еще восточнее, параллельно простиранию верхнедевонского борта Актыныш-Чишминского прогиба, по данным дешифрирования аэроснимков выделяются протяженный Caхаровский разлом и нарушение, совпадающее в плане с флексурой, выделенной по материалам сейсморазведки МОГТ. Совместно с данными буровых работ они свидетельствуют о сбросово-ступенчатом погружении пород терригенного девона в сторону осевой зоны Актаныш-Чишминского прогиба. Все это значительно повышает перспективы открытия новых тектонически экранированных залежей нефти.

К настоящему времени в песчаниках кыновского горизонта в пределах платформенной части Башкирии в ловушках различного типа открыто 34 месторождения и залежи нефти, приуроченных к пластам с общей нефтенасыщенной толщиной от 1 до 7,2 м. Коллекторские свойства песчаников характеризуются пористостью от 14 до 22,6 %. Минимальная проницаемость (0,06 мкм² ) установлена на Таймурзинском, максимальная (0,419 мкм²) на Белебеевском месторождениях. Колебания в свойствах нефтей также незначительны. Так, плотность изменяется от 0,801 до 0,936 г/см³, вязкость в пластовых условиях – от 2 до 73,9 мПа·с. Содержание смол и асфальтенов 3–49,4, серы 1–4,4 %.

1. Адлер M.Г., Голубев В.С., Супрунов E.С. О коллекторах и перспективах нефтеносности кыновского горизонта Башкирии // Геология нефти и газа,– 1975.– № 6.– С. 30–34.
2. Афанасьев В.С., Надежкин А.Д., Масагутов P.X. К перспективам выявления неантиклинальных ловушек в отложениях терригенного девона Башкирского свода // Геология нефти и газа.– 1987.– № 4.– С. 16–20
3. Логвин В.Ф., Халимов Э.M., Хамзин А.3. Перерывы и цикличность в терригенной толще девона Башкирии // Труды БашНИПИнефти.– Уфа.– 1973.– Вып. ХХХIII.– С. 63–68.

1 – границы развития коллекторов; 2 – контуры нефтеносности; 3 – линии геологических профилей; 4 – стратоизогипсы кровли кыновских отложений, м; 5 – изопахиты песчаников кыновского горизонта, м; 6 – залежи нефти; 7 – плотные породы; 8 – эродированная поверхность. Месторождения: I – Илькинское, II – Белебеевское, III – Тепляковское; залежи: а – центральная, б – южная.