Практически все разведанные запасы нефти Татарии связаны с верхнедевонским и нижнекаменноугольным терригенными комплексами, а также с верхнетурнейской и верейско-башкирской карбонатными толщами, залегающими непосредственно под регионально выдержанными глинистыми покрышками. Здесь наиболее полно изучены пласты-коллекторы, типы ловушек и залежей; установлены факторы, контролирующие нефтеносность. Значительно пополнилась информация о строении пермского битуминозного комплекса, который с 1970 г. стал объектом детальных поисковых работ для выявления новых залежей битумов, оценки их запасов и возможностей добычи. Другие карбонатные комплексы палеозоя детально не изучались.

В последнее десятилетие резко повысился интерес к поискам нефти в карбонатах. Этому способствовало внедрение новых геофизических методов оценки нефтеносности и коллекторских свойств карбонатных пластов (боковой, индукционный, акустический каротаж), широкое применение пластоиспытателей на бурильных трубах и сверлящих керноотборников. Увеличился охват перспективных горизонтов керном, причем вынос его достиг 60-65 %. Это позволило более тщательно изучить нижнефранско-мендымскую, фаменско-нижнетурнейскую, окскую, каширско-мячковскую и верхнекаменноугольную карбонатные толщи, где ранее были установлены единичные залежи или отмечались слабые нефтепроявления.

В нижнефранско-мендымских образованиях перспективы связаны с верхнекыновским карбонатным пластом, доманиковым и мендымским горизонтами. Первый из них, карбонатный пласт, известный под названием “верхнекыновского” или “кораллового” известняка, распространен на всей территории Татарии. Мощность его колеблется от 2-3 до 8-10 м, иногда до 15-20 м. Он перекрывается регионально выдержанной глинисто-карбонатной покрышкой кыновско-саргаевского возраста, мощность которой изменяется в широких пределах: от 7- 10 м на востоке до 100 м на западе республики. Несмотря на недостаточную охарактеризованность пласта керном, в 54 скважинах, расположенных на склонах Южно-Татарского и Северо-Татарского сводов отмечались нефтепроявления от выпотов до интенсивного насыщения каверн и пор нефтью (Сарайлинская, Ямашинская, Ново-Ибрайкинская, Ульяновская, Танайско-Бехтеревская, Азево-Салаушская, Первомайская, Бондюжская, Елабужская и Тлянчи-Тамакская площади). Признаки нефти зафиксированы главным образом в восточной зоне, где верхнекыновский карбонатный пласт сложен органогенными и органогенно-шламовыми известняками, слабо обогащенными глинисто-алевритовым материалом. Подобные породы способствовали формированию коллекторов порового и кавернового типов.

К западу от этой зоны верхнекыновский известняк отличается повышенной глинистостью, вследствие чего ухудшаются его коллекторские свойства и исчезают нефтепроявления. В восточной зоне очаги нефтепроявлений локализуются в пределах дизъюнктивных валов, флексур и девонских грабенообразных прогибов. Ареалы нефтепроявлений в плане совпадают с зонами нефтенакопления в подстилающих терригенных отложениях кыновского горизонта на участках, где мощность глинистой пачки, разделяющей продуктивные песчаные пласты и верхнекыновский известняк, минимальна: 3-5 м (Елабужская, Первомайская, Ямашинская, Шегурчинская площади).

Потенциальные возможности верхнекыновского карбонатного пласта в настоящее время не изучены. В связи с этим рекомендуется следующее:

• во всех разведочных и эксплуатационных скважинах с сохранившимися эксплуатационными колоннами, где по керну зафиксированы явные признаки нефти, провести дополнительные промыслово-геофизические исследования для установления характера насыщения пласта;
• испытать перспективные объекты с применением солянокислотных обработок;
• продолжить массовый пересмотр промыслово-геофизических материалов в старом фонде скважин и с учетом данных испытания наметить участки для проведения детальных нефтепоисковых работ.

В разрезах доманикового и мендымского горизонтов на перспективных площадях северного и северо-восточного склонов Южно-Татарского и юго-восточного склона Северо-Татарского сводов (Тлянчи-Тамакская, Мензелино-Актанышская, Привятская и др.) выделено и прослежено до семи карбонатных пластов-коллекторов. Слагающие их породы исключительно плотные: пористость редко превышает 5 %, проницаемость большинства образцов колеблется около 0,001 мкм². Установлено, что емкостные свойства коллекторов определяют поры и каверны, а проницаемость - трещины. Только при наличии трещиноватости карбонатные пласты бывают продуктивными.

Мендымско-доманиковая толща также не имеет глинистых выдержанных по простиранию экранирующих покрышек, вследствие чего выявленные единичные залежи рассредоточены по всему разрезу и весьма ограничены по размерам. Скопления нефти контролируются ловушками неантиклинального типа, связанными с локальной трещиноватостью пород. В результате пересмотра геолого-геофизического материала намечено 20 перспективных участков и рекомендовано к испытанию 230 объектов.

Проведенные исследования указывают на возможность подготовки в нижнефранско-мендымской толще дополнительных запасов нефти. Предлагается продолжить изучение старого фонда скважин и вести целенаправленные поиски на перспективных участках путем совмещения нефтепоисковых работ в карбонатных и терригенных отложениях девона.

В фаменско-нижнетурнейской толще вероятность обнаружения небольших залежей нефти связана с заволжским горизонтом и верхнефаменским подъярусом. Отрицательным фактором, препятствующим формированию здесь значительных скоплений нефти, является отсутствие в разрезе надежных и выдержанных по площади глинистых покрышек. Поэтому заволжские отложения перспективны только в границах морфологически выраженных локальных поднятий, имеющих по кровле турнейского яруса амплитуду свыше 50 м.

В таких ловушках в верхнетурнейской толще возможно резкое увеличение этажа нефтеносности с охватом пород заволжского горизонта. Подобные залежи выявлены на Ивинском, Мельниковском и других месторождениях. Перспективные площади, где ожидается открытие мелких скоплений нефти в фаменско-нижнетурнейской толще, приурочены к склонам Южно-Татарского свода и отчасти к восточному борту Мелекесской впадины.

В окской карбонатной толще перспективен алексинский горизонт. По геофизическим данным, в разрезе выделяется до двух пластов-коллекторов, сложенных органогенными, пелитоморфными известняками и доломитами. Мощность пластов 1-2 м, редко до 8 м. Основным коллектором служат сгустково-водорослевые известняки. Их пористость, по лабораторным данным, 8-15 %, проницаемость около 0,03 мкм². Поры определяют тип коллектора (поровый), а средние значения емкостно-фильтрационных параметров позволяют классифицировать коллектор как среднеемкий, среднепроницаемый.

На Ульяновской, Уратьминской, Ямашинской площадях в карбонатных породах алексинского горизонта открыты промышленные залежи нефти и отмечены обильные нефтепроявления (Архангельское, Нагорное, Екатериновское и другие месторождения). Рекомендуется продолжить изучение перспективного горизонта на всех разведочных площадях Южно-Татарского свода путем массового отбора образцов керна сверлящим керноотборником и широкого применения пластоиспытателя. Новые данные позволяют уточнить строение и коллекторские свойства карбонатных пластов, установить наличие экранов, наметить участки для поисков залежей нефти. Верхняя часть окской карбонатной толщи не представляет интереса в отношении поисков нефти, так как она не имеет надежных покрышек и в ней не обнаружено нефтепроявлений.

В каширско-мячковской толще среднего карбона обильные признаки нефти установлены в широком стратиграфическом диапазоне - от каширского до мячковского горизонтов включительно. В настоящее время здесь выявлено свыше 70 залежей нефти, причем большинство из них приурочены к каширскому горизонту. Анализ нового геолого-геофизического материала показал, что каширско-мячковские отложения представляют собой толщу неоднородных карбонатных пород, в составе которой выделяется до 17 пористо-проницаемых пачек: 5 -в каширском, 5 - в подольском и 7 - в мячковском горизонтах. Они выдержаны в пространстве, хорошо коррелируются и содержат несколько проницаемых прослоев (от двух-трех до четырех-пяти).

Мощность пористо-проницаемых пачек изменяется от 2,5 до 25 м. Плотность пористых пород в разрезе достигает 30 % от мощности подольского и 75 % от мощности каширского и мячковского горизонтов. Пористо-проницаемые пачки сложены органогенными, комковатыми и микрозернистыми известняками и доломитами. Лучшими емкостными свойствами обладают органогенные (детритовые) известняки. Однако эти породы неоднородны по своим коллекторским свойствам благодаря неравномерному выщелачиванию и различной степени вторичной минерализации. Основную емкость пород составляют поры, которые определяют поровый тип коллектора. Фильтрация осуществляется по межпоровым канальцам, реже по микротрещинам. Средние значения пористости пород, слагающих эффективные прослои пачек, изменяются от 17,8 до 18,1 %, проницаемости - от 0,009 до 0,054 мкм². Эти данные позволяют классифицировать коллекторы, как высокоемкие, средне- и низкопроницаемые.

Роль экранов внутри карбонатной толщи выполняют пачки уплотненных и слегка заглинизированных карбонатных пород.

В каширском горизонте большинство выявленных залежей сосредоточено на восточном борту Мелекесской впадины (Степноозерская, Кутушско-Кадеевская площади) и западном склоне Южно-Татарского свода (Ульяновская, Черемшанская). Скопления нефти локализуются в пределах сводовых участков поднятий, причем в размещении их существенную роль играл литологический фактор. По разрезу залежи распределяются неравномерно, что зависит от экранирующих свойств покрышек. Чаще нефтеносны одна-две пористо-проницаемые пачки, но в отдельных случаях нефтью насыщен весь разрез, включая пять пористых пачек каширского горизонта (Степноозерская площадь, Камышлинское месторождение). Этажи нефтеносности изменяются от 5 до 80 м, при коэффициенте заполнения структур 0,8- 0,9. Продуктивность пластов средняя: после солянокислотной обработки притоки нефти достигают 3-6 т/сут. На Вишнево-Полянском месторождении (Степноозерская площадь) получен фонтан дебитом 14 т/сут на 6-мм штуцере. Нефти тяжелые, вязкие, со значительным содержанием серы (3,6- 4,7%). Наличие небольших залежей нефти в каширском горизонте доказано также на юго-восточном склоне Северо-Татарского свода.

Верхняя часть рассматриваемой толщи изучена пока недостаточно. По данным бурения, в мячковском и подольском горизонтах широко распространены нефтепроявления и выявлены единичные залежи в пределах восточного борта Мелекесской впадины и Северо-Татарского свода.

Таким образом, на современном этапе установлена перспективность каширского горизонта. В дальнейшем необходимо продолжать исследования верхних горизонтов карбонатной толщи для промышленной оценки нефтеносности и изучения добываемых возможностей залежей. При пересмотре промыслово-геофизического материала в старом фонде скважин намечено к испытанию 125 объектов, из них 110 в каширском горизонте.

Верхнекаменноугольная толща наименее изучена, и залежи нефти в ней не установлены. Анализ промыслово-геофизического материала с учетом новых данных бурения показал, что эта толща неоднородна и включает пористо-проницаемые и относительно уплотненные пачки карбонатных пород. Всего выделено 10 пачек пористых пород, из них каждая имеет мощность от 6 до 18 м. Все они хорошо выдержаны в разрезе и по простиранию, но часто расслаиваются более уплотненными породами на несколько пористо-проницаемых пластов. Карбонатный разрез выполнен известняками в различной степени доломитизированными, окремнелыми, часто выщелоченными, полидетритовыми, комковатыми, микрозернистыми, с прослоями доломитов микро- и тонкозернистых. По лабораторным данным, пористость пород изменяется от 2,3 до 29,1 %, проницаемость - от 0,02 до 0,48 мкм² (средние значения пористости - 13,7%, проницаемости - 0,07 мкм²). Учитывая эту характеристику, породы можно отнести к среднеемким, среднепроницаемым коллекторам порового и порово-кавернового типов. О кавернозности и закарстованности верхнекаменноугольных отложений на отдельных участках свидетельствуют также поглощения промывочной жидкости при бурении. По геофизическим данным, объем пористых известняков в разрезе составляет свыше 50 % от общей мощности верхнекаменноугольной толщи. Относительно уплотненные прослои, разделяющие пористо-проницаемые пачки, обладают небольшой мощностью (2-3 м) и, очевидно, имеют низкие экранирующие свойства. По-видимому, вся толща верхнего карбона образует гидродинамически единый карбонатный резервуар. Признаки нефтеносности в виде выпотов, примазок, слабой пропитки пород нефтью наблюдаются по всему разрезу верхнего карбона. В скв. 603 Степноозерской, по данным люминесцентно-битуминологических исследований, отдельные пласты интерпретируются как нефтенасыщенные; в скв. 190 Уратьминской отмечены повышенные газопроявления. В результате испытаний пород верхнего карбона в скв. 630 Ульяновской обнаружена пленка нефти вместе с пластовой водой. Наличие обильной пленки нефти отмечалось при проходке бурением верхнекаменноугольной толщи на Енорускинской площади. По промыслово-геофизическим данным, отдельные карбонатные пласты здесь интерпретировались как битуминозные или слабонефтенасыщенные. Таким образом, вероятность открытия небольших залежей в отложениях верхнего карбона вполне обоснована. Однако выявленные особенности строения и отсутствие надежных покрышек в разрезе указывают на ограниченные перспективы нефтеносности верхнекаменноугольной толщи.

На основании проведенного анализа можно сделать следующие выводы.

Практически все слабоизученные интервалы карбонатного разреза Татарии содержат определенные резервы по выявлению дополнительных запасов нефти.

Подтвердилась перспективность каширско-мячковской карбонатной толщи, которую уверенно можно отнести к числу основных нефтепоисковых объектов среднего карбона на площадях восточного борта Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода.

Необходимо продолжить начатые работы, для чего предусмотреть в каждой новой скважине дополнительный отбор керна, образцов сверлящим грунтоносом и широкое применение пластоиспытателей на бурильных трубах; расширить детальные промыслово-геофизические исследования перспективных карбонатных толщ.

Возможность подготовки дополнительных запасов благодаря освоению слабоизученных карбонатных толщ повышает плотность ресурсов нефти на единицу площади, что имеет важное значение при проектировании разработки.