На юго-восточной окраине Русской платформы в пределах Башкирии в начале 60-х гг. поисково-разведочными работами в терригенных отложениях девона были выявлены новые региональные структуры - грабенообразные прогибы, с которыми связаны многочисленные залежи нефти антиклинального и тектонически-экранированного типов. К настоящему времени на территории платформенной части Башкирии можно считать установленными следующие прогибы (с запада на восток): Шарано-Туймазинский, Чекмагушевско-Серафимовский, Сергеевско-Демский и Тавтимановско-Уршакский.

Особенности строения грабенообразных прогибов и приразломных структур, контролирующих месторождения нефти, рассматривались ранее [1. 2].

Один из наиболее существенных результатов геологоразведочных работ последних лет -открытие залежей нефти, приуроченных к погребенным зонам горстовидных поднятий. Оказалось, что терригенные отложения девона и толща бавлинской серии венда на значительной территории осложнены не только узкими протяженными грабенообразными прогибами, но и зонами горстовидных поднятий, имеющими субмеридиональное и субширотное простирание. Изучение морфологических особенностей зон горстовидных поднятий, соотношение их с покрывающей толщей осадков и приуроченными к ним залежами нефти представляют большое практическое значение, поскольку эти структуры имеют региональное распространение.

Анализ материалов бурения и сейсморазведки МОГТ позволяет на исследуемой территории выделить Аскаровско-Бекетовскую и Николаевско-Черниговскую зоны горстовидных поднятий, расположенные между Сергеевско-Демским и Тавтимановско-Уршакским грабенообразными прогибами (рис. 1). Они простираются с юго-запада на северо-восток на 100 км и более, имеют ширину от 0,5 до 2 км и осложнены цепочкой многочисленных структур. Последние представляют собой куполовидные поднятия северо-восточного простирания, в основном контрастные, небольших размеров (от 0,5x1 до 2x3,5 км). Амплитуда поднятий по кровле терригенной толщи девона изменяется от 20 до 120 м.

Разрывные нарушения субмеридионального простирания на северо-востоке Аскаровско-Бекетовской зоны достоверно устанавливаются на Никитском, Северо-Адзитаровском и Бекетовском поднятиях. Так, в скв. 112, пробуренной на Никитском поднятии (рис. 2), кровля терригенной толщи девона (абсолютная отметка -1967 м) залегает на 100 м выше, чем в скв. 111 (-2066 м), расположенной в 0,5 км к северо-западу. В разрезе скв. 112 отсутствуют верхняя масть пашийского горизонта, полностью кыновский, саргаевский и доманиковый горизонты, а также низы аскынского. Скв. 111 и 112 устанавливается юго-восточная плоскость разрыва Аскаровско-Бекетовской зоны горстовидных поднятий.

На Северо-Адзитаровском поднятиив разрезе скв. 3323 (см. рис. 2) отсутствуют верхняя часть пашийского и кыновский горизонты, на Бекетовском в скв 94 терригенная толща девона возвышается более чем на 120 м по сравнению с ее положением в скв.96 и 245, пробуренных на расстоянии1,2-1,5 км. В разрезе скв. 94 отсутствуют те же стратиграфические горизонты франского яруса, что и вскв. 112. Таким образом, скважинами, пробуренными на этих структурах, устанавливается северо-западная плоскость разрыва Аскаровско-Бекетовской зоны горстовидных поднятий.

За пределами выделенных зон колебание отметок кровли терригенной толщи девона обычно составляет всего лишь 2-6 м на 1 км и нигде не наблюдается выпадение горизонтов.

Резкое изменение гипсометрического положения кровли терригенной толщи девона на небольших расстояниях, несвойственное платформенным условиям, а также выпадение горизонтов на отдельных поднятиях указывают на дизъюнктивную природу этих дислокаций. О разрывном характере бортов Аскаровско-Бекетовской горстовидной зоны, а также субширотных сдвигах между отдельными ее блоками свидетельствуют как увеличение мощности кыновских и пашийских отложений до 38 м в скв. 137, тогда как в нормальных разрезах (скв. 132 и 135 Адзитаровские) мощность этих же отложений составляет 23 м; так и резкие изменения на близких расстояниях глубины маркирующих горизонтов терригенной толщи девона и ВНК в смежных залежах нефти. О тектоническом экранировании скоплений нефти в пределах поднятий говорит и отсутствие таковых в одновозрастных песчаных пластах, расположенных по восстанию выше, чем в пределах горстовидной зоны.

Простирание обеих зон горстовидных поднятий в общем совпадает с региональным простиранием терригенной толщи девона на склоне платформы. Отдельные блоки в этих зонах возвышаются друг над другом на 30-90 м. В целом же Аскаровско-Бекетовская зона возвышается над Николаевско-Чсрниговской на 40- 100 м.

Грабенообразныс прогибы и зоны горстовидных поднятий, как уже отмечалось, имеют северо-восточное простирание. По данным бурения и сейсморазведки, обе зоны пересекают Тавтимановско-Уршакский грабенообразный прогиб под углом 30°, протягиваются и далее на северо-восток, что подтверждается установленными структурами и залежами нефти на Тавтимановской и Иглинской площадях. Однако недостаточная изученность района их сочленения не позволяет уверенно трассировать зоны горстовидных поднятий восточнее Тавтимановско-Уршакского грабенообразного прогиба. Аскаровско-Бекетовская зона трассируется, по-видимому, на Загорскую полосу дислокаций, а Николаевско-Черниговская - на Кармаскалинскую.

Загорская зона дислокаций прослеживается по всем маркирующим горизонтам палеозоя. Она осложнена разновысотными горстовидными блоками с разницей отметок до 50 м. Северо-западный борт этой дислокации нарушен разломом, вследствие чего залежи нефти в терригенной толще тектонически экранированы. Восточный борт ее не изучен.

Кармаскалинская зона дизъюнктивных нарушений в терригенной толще девона, прослеженная на участке более 20 км, изучена слабо.

К востоку от Тавтимановско-Уршакского вала установлена Кабаковская зона дислокаций, где на участке протяженностью более 25 км малоамплитудные поднятия в терригенной толще девона контролируют залежи нефти в пашийских и кыновских отложениях.

Восточнее и юго-восточнее Загорской дислокации бурением в этой же толще девона установлены Охлебининское и Культюбинское поднятия, которые, возможно, образуют самостоятельные зоны дислокаций.

Карбонатные отложения верхнего девона, терригенные и карбонатные толщи каменноугольного возраста как над горстовидными поднятиями, так и над грабенообразными прогибами не имеют признаков разрывных нарушений. В том и другом случае эти толщи образуют структуры облекания. При анализе соотношений структурных планов на Сарышевском, Игенченском, Никитинском, Адзитаровском и Бекетовском поднятиях по маркирующим горизонтам палеозоя установлено выполаживание структур снизу вверх. При этом следует отметить, что высокоамплитудные Бекетовское и Никитское поднятия с амплитудами соответственно 126 и 100 м по терригенному девону отображаются и в нижнепермском структурном плане с амплитудой до 20 м. На менее контрастных Игенченском и Северо-Адзитаровском поднятиях с амплитудами 20-30 м в верхних горизонтах структуры проявляются весьма слабо (с амплитудой не более 10 м).

В пределах Аскаровско-Бекетовской зоны горстовидных поднятий открыты Каменское, Аскаровское, Балкановское, Гордеевское, Ракитовское, а в Николаевско-Черниговской зоне - Орловское и Черниговское месторождения нефти.

В зонах горстовидных поднятий промышленная нефтеносность установлена в терригенных и карбонатных отложениях девона и карбона.

В терригенной толще девона продуктивны песчаники кальцеолового (Дv), старооскольского (Д_IV), пашийского (Д_I) и кыновского (Дkn) горизонтов.

Пласты Дv, Д_IV, Д_I, Дkn представлены мелко-крупнозернистыми кварцевыми песчаниками, реже гравелитами. По механическому составу песчаники весьма разнообразны и характеризуются различной отсортированностью. Более отсортированные разности песчаников обладают удовлетворительными значениями пористости (9-23 %) и проницаемости (от 0,006 до 6 мкм²). Наибольшие значения пористости и проницаемости отмечаются на площадях повышенной мощности пластов.

Песчаники кальцеолового горизонта мощностью 1-18 м в пределах рассматриваемой территории имеют линзовидное залегание. В разрезах скважин они разделены аргиллитами и алевролитами на прослои от 2 до 4 м.

Залежь нефти в пласте Д_V установлена на Гордеевском месторождении (скв. 118), где пористость песчаников составляет в среднем 13%, а продуктивность их характеризуется дебитом 9 т/сут.

Песчаники старооскольского горизонта развиты на юго-западе горстовидных зон, мощность их 2,8-4 м, залегание линзовидное. Залежи нефти в пласте Д_IV выявлены на Орловском и Каменском месторождениях. Пористость песчаников 16-18%. Дебиты скважин при исследовании фонтанным способом 32-39 т/сут.

На Гордеевском месторождении залежь нефти в старооскольском горизонте приурочена к органогенным и органогенно-обломочным известнякам: мощность их 1,2-2 м, пористость 14%, дебит скважин при исследовании фонтанным способом 14,5 т/сут.

Залежи нефти в песчаниках пашийского горизонта выявлены на всех открытых месторождениях в зонах горстовидных поднятий. Мощность песчаников 3-12 м, пористость 12-22%, проницаемость 0,006-6 мкм². Дебиты скважин 3-200 т/сут.

Расчленение отложений пашийского и кыновского горизонтов на большей части территории весьма затруднительно. Песчаники в кыновском горизонте развиты в виде линз. Обычно при нефтенасыщенности песчаников пашийского горизонта прослои песчаников в кыновском горизонте также нефтеносны и опробуются они часто совместно.

Залежи нефти в терригенном комплексе девона антиклинальные, тектонически экранированные.

В верхнедевонско-турнейском карбонатном комплексе породы-коллекторы развиты в верхнефаменском подъярусе (пачка Д), заволжском горизонте и турнейском ярусе. Представлены они пористыми, кавернозными и трещиноватыми известняками и доломитами в виде не выдержанных по площади и разрезу прослоев и линз.

В карбонатных отложениях верхнефаменского подъяруса (пачка Д) залежи нефти установлены на Каменском, Орловском, Гордеевском и Черниговском месторождениях. Коллекторами нефти служат пористо-кавернозные и трещиноватые известняки, которыми сложены отдельные прослои (2-4) мощностью 2-5 м. Первичная пористость пород низкая (5-10%) при практически полной их непроницаемости. Главную роль в обеспечении фильтрующих свойств пород играют кавернозность и трещиноватость. Дебиты скважин 4,8-31 т/сут.

В заволжском горизонте залежи нефти выявлены на Каменском и Орловском месторождениях. Здесь также пористо-кавернозные и трещиноватые известняки чередуются с плотными разностями пород. Эффективная суммарная мощность продуктивных прослоев 4-12,8 м, притоки нефти в скважинах 0,9-18,5 т/сут.

В турнейском ярусе промышленно нефтеносны пористые прослои известняков суммарной мощностью 4,8- 15 м. Пористость их 6,8-14 %, проницаемость 0,08 мкм².

Таким образом, в рассматриваемом регионе грабенообразные прогибы, зоны горстовидных поднятий и другие дизъюнктивные дислокации создали благоприятные условия для формирования протяженных зон нефтенакопления. В связи с установленными закономерностями в размещении залежей нефти в палеозойских отложениях основные объемы поисково-разведочных работ в одиннадцатой пятилетке необходимо проводить по следующим направлениям%:

• прослеживание Тавтимановско-Уршакского грабенообразного прогиба в юго-западном и северо-восточном направлениях;
• дальнейшее изучение юго-западного и северо-восточного продолжения Аскаровско-Бекетовской и Николаевско-Черниговской зон горстовидных поднятий;
• поиски залежей нефти в отложениях девона и карбона на территории, расположенной между Сергеевско-Демским грабенообразным прогибом и Аскаровско-Бекетовской зоной горстовидных поднятий, где аэрогеологическими методами и бурением отдельных скважин наметились новые дизъюнктивные дислокации;
• разбуривание дизъюнктивных дислокаций (Кабаковской, Загорской, Кармаскалинской, Охлебининской и Культюбинской) на востоке данного региона, где открыт ряд залежей нефти.

Проведение геологоразведочных работ по указанным выше направлениям обосновывается также распределением прогнозных и перспективных запасов на юго-восточном склоне платформы.

1. Перспективы нефтеносности и направление поисково-разведочных работ на юго-восточном склоне Русской платформы /Г.П. Ованесов, А.Д. Надежкин, А.К. Драгунский, К.С. Яруллин - Геология нефти и газа, 1969, № 11, с. 1-7.
2. Яруллин К.С., Драгунский А.К., Латыпов Ш.С. Особенности геологического строения и вопросы поисков залежей нефти на юго-восточном склоне Русской платформы. - Сов. геология, 1971, № 11, с. 76-90.

1 - грабенообразные прогибы: I - Сергеевско-Демский, II - Тавтимановско-Уршакский, 2 - зоны горстовидных поднятий: III - Аскаровско-Бекетовская, IV- Николаевско-Черниговская, 3 - дизъюнктивные дислокации: V -Загорская, VI - Кармаскалинская, VII - Кабаковская; 4 - нефтяные месторождения (цифры в кружках): 1 - Сергеевское, 2 - Алкинское, 3 - Шингаккульское, 4 - Искандеровское, 5 -Давлекановское, 6 - Раевское, 7 - Шафрановское, 8 - Сатаевское, 9 - Азнаевское, 10 - Демское, 11 - Ракитовское, 12 - Гордеевское, 13 - Балкановское, 14 - Аскаровское, 15 - Каменское, 16 - Черниговское, 17 - Орловское, 18 - Уфимское, 19 - Шакшинское, 20 - Тавтимановское, 21 - Алаторское, 22 - Турбаслинское, 23 - Бекетовское, 24 - Бузовьязовское, 25- Уршакское, 26 - Добровольское, 27 - Уразметовское, 28 - Толбазинское, 29 - Охлебининское, 30 - Загорское, 31 - Искринское, 32 - Культюбинское, 33 - Кабаковское; 5 - поднятия по кровле кыновского горизонта: а - Культюбинское, б - Охлебининское, в - Сарышевское, г - Игенченское, д - Никитское, е - Адзитаровское и Северо-Адзитаровское, ж - Бекетовское. Тектонические элементы первого порядка: А - Башкирский свод, Б - Благовещенская впадина, В - Бирская седловина, Г - Татарский свод, Д - Предуральский прогиб, Е - Складчатый Урал

1 - песчаники; 2 - песчаники нефтеносные