Geum.ru

Министерство природных ресурсов Российской Федерации открытое акционерное общество “башкиргеология”

Вид материалаКнига
Горючие ископаемые Нефть и горючие газы
Нижне-среднекаменноугольный карбонатный комплекс
Подобный материал:
1   ...   26   27   28   29   30   31   32   33   ...   59

Горючие ископаемые

Нефть и горючие газы

Регион относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) и по палеозою, в котором открыты более 170 нефтяных и газовых месторождений, приурочен к юго-восточной окраине Восточно-Европей-ской платформы.


В разрезе палеозойских отложений выделяются семь литолого-стратиграфических нефтегазоносных комплексов: I - девонский терригенный; II - верхнедевонско-нижнекаменноугольный карбонатный; III - нижнекаменноугольный терригенный; IV - нижне-среднекаменноугольный карбонатный; V - среднекаменноугольный терригенно-карбонатный; VI - среднекаменноугольный карбонатный и VII - нижнепермский карбонатный. Каждый из этих комплексов имеет определенные сочетания литолого-фациальных, структурно-палеотектонических, гидрогеологических, геохимических и других факторов. Основные запасы нефти приурочены к песчаникам и алевролитам терригенной толщи девона и терригенной толщи нижнего карбона (41,8 % и 47,9 % соответственно от начальных извлекаемых запасов); на долю остальных 5 комплексов приходилось 10,3 % первоначальных извлекаемых запасов.

Как было отмечено ранее, в тектоническом отношении территория Республики Башкортостан приурочена к юго-восточной окраине Восточно-Европейской платформы, которая через башкирскую часть Предуральского краевого прогиба граничит с Уральской складчатой областью. По палеозойским отложениям в западном Башкортостане выделяются Южно-Татарский и Башкирский своды, разделяющие их Бирская седловина и Благовещенская впадина, а также южная часть Верхнекамской мегавпадины, крайний юг Бымско-Кунгурской впадины и северная часть Салмышской. В Предуральском прогибе с севера на юг выделяются Юрюзано-Сылвенская впадина, Бельская мегавпадина, Шиханско-Ишимбайская седловина и Мраковская впадина. Между Юрюзано-Сылвенской и Бельской впадинами выступает тектонический комплекс Кара-Тау. Так как все известные к настоящему времени месторождения углеводородов открыты в палеозое платформенной части и краевого прогиба, основное внимание далее уделяется описанию геологии этих частей республики.

В девонском терригенном комплексе (I) залежи нефти приурочены к песчаным пластам ДV кальцеолово-такатинского, ДIV воробьевского, ДIV и ДIII старооскольского, ДII муллинского, ДI и Д0 пашийского и Дкн – кыновского горизонтов. В восточных районах местами установлена промышленная нефтеносность в стратиграфических аналогах перечисленных горизонтов, представленных в карбонатной фации. В карбонатных отложениях бийского горизонта эйфельского яруса промышленные залежи выявлены в пределах Уршакского (III-2-15) и Бузовьязовского (III-2-7) месторождений, нефтепроявления отмечались на Толбазинском, а в афонинском горизонте – в пределах Гордеевского (III-2-12) и Ракитовского (III-2-11) месторождений Аскарово-Бекетовской горстовидной зоны.

Промышленная нефтеносность пласта ДIV установлена на 16 месторождениях, притоки нефти были получены в 4 месторождениях. Наиболее крупные залежи и наибольшее число их (14) приурочены к обрамлению Южно-Татарского свода, где и мощность пласта максимальная, и мощность глинисто-карбонатной пачки старооскольского горизонта, выполняющей роль покрышки, достигает 25–30 м (Шкаповско-Белебеевский район). Единичные месторождения нефти в пласте ДIV выявлены в Благовещенской впадине (Толбазинское месторождение).

В восточной части Южно-Татарского свода Добровольское (IV-2-6) и Сатаевское (IV-1-12) месторождения нефти выявлены в карбонатных отложениях старооскольского горизонта. Здесь они связаны с теми же линейными разрывными зонами, что и в пласте ДV (Тавтиманово-Уршак-ский грабенообразный прогиб, Аскарово-Бекетовское и Толбазинское горстовидные поднятия). Большое количество залежей приурочено к Сергеевско-Демскому – Демское (IV-1-15), Раевское (III-1-20) и Серафимовско-Чекмагушевскому грабенообразным прогибам; крупное Шкаповское (IV-1-4), месторождение контролируется структурными выступами.

Пласт ДII муллинского горизонта имеет широкое распространение и отсутствует лишь в восточной части Башкирского свода и в Юрюзано-Сыл-венской впадине, а в юго-восточной части платформы и в Предуральском краевом прогибе замещается глинисто-карбонатной и карбонатной фациями. Несмотря на широкое распространение пласта и значительные мощности его, особенно в западных районах (25–30 м), промышленная нефтеносность его установлена только на 18 месторождениях. Наибольшее количество залежей приурочено к Благовещенской впадине и Южно-Татарскому своду. Единичные залежи выявлены в Бирской седловине – Чекмагушевское (II-1-3), и в области Башкирского свода – Кушкульское (I-3-9) и др.

Пласт ДI распространен в тех же структурно-тектонических зонах, что и пласт ДII , но площадь его развития расширяется в восточном направлении и прослеживается восточнее Тавтиманово-Уршакского грабенообразного прогиба. Мощность его, как и пласта ДII , минимальна в восточных и юго-восточных районах (3–5 м) и достигает максимума (20–25 м) в западных районах. Нефтеносность пласта ДI установлена более чем в 60 месторождениях. Максимальное количество их и наибольшее число крупных залежей выявлено в области Южно-Татарского свода – Шкаповское (IV-1-4) и др. месторождения. Второе место занимает Благовещенская впадина и третье – Башкирский свод. В Бирской седловине и Верхнекамской мегавпадине в рассматриваемом комплексе нефтеносность пласта ДI установлена пока в единичных месторождениях, составляющих меньше 10 % от общего числа их. Уникальное Туймазинское, крупное Шкаповское (IV-1-4), среднее по запасам Кушкульское месторождения (I-3-9) связаны со структурными выступами в кристаллическом фундаменте или в рельефе поверхности рифей - вендских отложений.

Пласт Дкн имеет линзообраное, а также палеорусловое развитие и прослеживается в полосе, проходящей с северо-востока на юго-запад через северо-западный склон Башкирского свода, южную часть Бирской седловины, северо-западную часть Благовещенской впадины и Южно-Татарский свод. Мощность песчаных коллекторов здесь не превышает 2–5 м; с ними связаны небольшие скопления нефти более чем в 40 месторождениях. Нефтеносность кыновского горизонта контролируется теми же структурами, что и нижележащих песчаных пластов терригенного девона. Наибольшее количество их приурочено к Южно-Татарскому своду и Благовещенской впадине. В Бирской седловине залежи в пласте Дкн связаны с бортовыми зонами Серафимовско-Чекмагушевского горстовидного поднятия (Чекмагушевское – П-1-3, Кувашское – П-1-4, Нурское – П-1-8).

Размещение залежей в терригенном девоне контролируется 18 известными на сегодня зонами нефтенакопления, из которых 4 приурочены к линейно развитым конседиментационным прогибам (Тузлукушевско-Чекмагушская, Сергеевско-Демская, Тавтиманово-Уршакская, Суллинско-Троицкая) и 1 (Толбазино-Ибраевская) – к постседиментационным горстовидным поднятиям; 3 (Новониколаевско-Черниговская, Аскарово-Бекетов-ская, Волковско-Гуровская) – к зонам горстовидных поднятий; 3 (Туймазинская, Шкаповская, Серафимовская) – к крупным валам; 4 (Кушкульская, Орьебаш-Татышлинская, Кушнаренковская, Саннинская) – к приподнятым локальным зонам; 1 (Знаменско-Яновская) – к обширной структурной террасе; 1 (Мустафинско-Любленская) – к субширотному протяженному валу и 1 (Уфимско-Культюбинская) – к дизъюнктивно осложненной литологической зоне. Структурно-фациальные особенности указанных зон обусловливают разнообразие типов ловушек: на одном и том же месторождении встречаются самые разнообразные типы залежей, начиная с пластовых сводовых, пластовых литологически и тектонически экранированных до литологических, контролируемых локальными повышенными зонами. Наиболее распространенным типом структур являются локальные поднятия, осложняющие приразломные валы и приподнятые зоны, включающие от одного (Кушкульское) до нескольких поднятий.

В верхнедевонско-нижнекаменноугольном карбонатном комплексе (II) нефтеносными являются 7 пластов. В нижней части разреза, соответствующей доманиковому, мендымскому и аскинскому горизонтам, развиты преимущественно трещинные и порово-трещинные коллекторы, наиболее отчетливо проявляющиеся в зонах максимальных тектонических напряжений, связанных с развитием грабенообразных прогибов и горстовидных поднятий в терригенном комплексе девона. С этими коллекторами связаны небольшие залежи в первично-битуминозных отложениях доманикового горизонта Башкирского свода и Верхнекамской мегавпадины (Степановское – I-3-2, Кушкульское – I-3-9), а также трещинно-поровых коллекторах депрессионной фации аскынско-мендымского возраста Благовещенской впадины (Бузовьязовское – III-2-7, Уршакское – III-2-15, Сергеевское – II-2-13, Алаторское – II-3-25 и др.) и Бельской мегавпадины (Табынское – IV-3-2). В вышележащей фаменско-турнейской части разреза нефтеносность связана с пористо-кавернозными и порово-трещинными коллекторами нижне- и верхнефаменского подъяруса верхнего девона, заволжского, черепетского и кизеловского горизонтов турнейского яруса. Из выявленных более чем в 40 месторождениях залежей около 70 % приурочено к Южно-Татарскому своду, где они связаны с зонами нефтенакопления, представляющими собой линейные зоны грабенов, горстов и приразломных валов, что и в терригенной толще девона (Шкаповское – IV-1-4, Белебеевское – IV –1-1, Четырбашское – IV-1-14, Орловское – IV-2-12 и др. месторождения). Наибольшее количество залежей и основные запасы нефти в рассматриваемом комплексе приурочены к кизеловскому горизонту. Он представлен пористыми сгустковыми известняками, выдержанными по простиранию и обладающими высокими коллекторскими свойствами. Залежи здесь выявлены на 70 месторождениях. Они установлены во всех структурно-тектонических зонах, наибольшее количество их (более 80 %) приурочено к Южно-Татарскому своду (Знаменское – за пределами листа; Демское – IV-1-15 и др.) и Благовещенской впадине (Сергеевское – II-2-13). Уменьшается их число в Бирской седловине, на Башкирском своде и Верхнекамской мегавпадине. Залежи в большинстве месторождений контролируются локальными поднятиями, осложняющими валообразные зоны и представляющими собой структуры облекания биогермов.

В Камско-Кинельской системе прогибов (ККСП) выделяются 20 зон нефтегазонакопления: Арланская, Старореченско-Манчаровская, Саузбашевско-Чермасанская, Надеждинская (все в ареале уникального Арланского месторождения); Михайловско-Любленская, Саннинская, Новоузыбашевская, Сергеевско-Демская, Тавтиманово-Уршакская, Аскарово-Искринская, Волковско-Гуровская, Николаевско-Черниговская, Толбазинская. Все они совпадают с зонами нефтенакопления вышележащего III нефтегазоносного комплекса – терригенной толщи нижнего карбона с той разницей, что в последней зон нефтенакопления больше – 25. Это вполне естественно, так как Камско-Кинельская система прогибов занимает лишь часть нефтеносной территории палеозоя. Остальные зоны нефтегазонакопления – Орьебаш-Бураевская, Воядинская, Казанчинская, Игровская, Татышлинско-Четырманская, Карташевско-Лемезинская, Табынско-Архангельская – распространены в Шалымско-Калининском и Инзеро-Усольском прогибах ККСП.

В нижнекаменноугольном терригенном комплексе (III) промышленная нефтеносность связана с песчаными пластами CVI - радаевского, CVI 0, CV , CIV , CIII , CII , CI – тульского и CO - алексинского горизонтов. Наибольшее количество залежей в терригенной толще нижнего карбона связано с пластом CVI. Нефтеносность его установлена на 65 месторождениях. Если по числу залежей первое место занимает Южно-Татарский свод, то наиболее крупные из них приурочены к Бирской седловине, где они контролируются Иванаевским, Андреевским, Манчаровским и Чекмагушевским валами. Залежи меньших размеров в Верхнекамской мегавпадине и на Башкирском своде связаны со структурами облекания рифовых массивов.

В тульском горизонте промышленные залежи известны только в Бирской седловине, Верхнекамской мегавпадине и на северо-западном склоне Башкирского свода. Нефтеносность его здесь установлена на 45 месторождениях и в общих чертах совпадает с нефтеносностью пласта ДVI , несколько расширяясь в восточном направлении. Самые крупные залежи приурочены к Бирской седловине – это залежи уникального Арланского месторождения (I-1-3). Крупными месторождениями являются Манчаровское (I-1-25) в той же Бирской седловине, а также Игровское и Югомашевское месторождения на Башкирском своде (за пределами листа).

Из 25 зон нефтенакопления в терригенной толще нижнего карбона 17 совпадают с таковыми терригенного девона: Туймазинская, Серафимовско-Стахановская, Суллинско-Троицкая, Шкаповско-Белебеевская, Знаменско-Яновская, Мустафинская, Саннинская, Сергеевско-Демская, Тавтиманово-Уршакская, Волковско-Гуровская, Черниговская, Чекмагушевская, Толбазинская, Кушнаренковская (Нурско-Узыбашевская), Орьебаш-Бураевская, Четырман-Югомашевская, Уфимско-Культюбинская. Автономных зон нефтенакопления в терригенной толще нижнего карбона – 8: Старореченско-Манчаровская, Арланская, Саузбашевско-Чермасанская, Надеждинская, Игровская, Байсарово-Хмелевская, Казанчинская, Биаваш-Кунчакская.

Промышленная нефтеносность алексинского горизонта установлена только в Бирской седловине. Залежи приурочены к песчаникам, залегающим среди карбонатных пород окского надгоризонта. Приведенные данные свидетельствуют о том, что наибольший этаж нефтеносности в терригенной толще нижнего карбона характерен для Бирской седловины и прилегающих частей Верхнекамской мегавпадины и Башкирского свода. Наиболее широкий стратиграфический диапазон, охватывающий все песчаные пласты от елховского до алексинского горизонтов, установлен в Арланской зоне и на Саузбашевском месторождении. Пространственное размещение залежей контролируется наличием коллекторов, локальных и зональных покрышек и тектонических структур. Общая мощность рассматриваемой терригенной толщи изменяется от 30 до 85 м, а мощность песчаников – от 4 до 54 м (от 13 до 63 %).

Нижне-среднекаменноугольный карбонатный комплекс (IV) изучен пока слабо, особенно окский и серпуховский надгоризонты. В этих отложениях, характеризующихся наличием мощных пачек пористых палеокарстовых коллекторов, во всех структурно-тектонических зонах зафиксированы нефтепроявления различной интенсивности, большее число их зафиксировано в Юрюзано-Сылвенской впадине. Наиболее изученной в рассматриваемом комплексе является верхняя часть разреза, соответствующая башкирскому ярусу. Нефтеносность его установлена в 15 месторождениях, значительная часть которых приурочена к северо-западному склону Башкирского свода (Кузбаевское – I-2-2 и др.). Единичные залежи выявлены в Верхнекамской мегавпадине, Бирской седловине (Щелкановское – II-2-2 месторождение) и Благовещенской впадине (Ново-Узыбашевское – II-2-15, Алаторское – II-3-25 месторождения). Нефтегазоносность башкирского яруса установлена в Юрюзано-Сылвенской впадине на Кызылбаевской, Метелинской, Усть-Иркинской, Янбаевской и Апутовской площадях.

Нефтегазоносность башкирского яруса контролируется локальными поднятиями небольших размеров. В большинстве случаев они являются структурами облекания биогермов верхнедевонско-турнейского комплекса. Большинство залежей относится к типу массивных в структурных выступах и лишь единичные залежи пластовые сводовые.

В IV нефтегазоносном комплексе выделяется 9 зон нефтенакопления: Ново-Узыбашевская, Тавтиманово-Уршакская, Орьебаш-Кузбаево-Бураевская, Татышлинско-Югомашевская, Игровская, Воядинская, Казанчинская, Кунчакско-Метелинская и Апутовско-Лемезинская. Наиболее продуктивны первые 6 зон.

В среднекаменноугольном терригенно-карбонатном (верейском) комплексе (V) промышленная нефтегазоносность установлена в 32 месторождениях, приуроченных к тем же структурам, что и в окско-башкирском комплексе. Наибольшее количество их сосредоточено на северо-западном склоне Башкирского свода. С ними связано около 75 % запасов рассматриваемого комплекса. Остальные запасы распределяются примерно в равных соотношениях между Верхнекамской мегавпадиной и Бирской седловиной (Арланское – I-1-3, Надеждинское – I-1-9 и др. месторождения). Промышленные притоки нефти и газа получены в Юрюзано-Сылвенской впадине на Метелинской, Кызылбаевской, Алегазовской, Усть-Икинской и Муслюмовской площадях. Они контролируются линейными структурными зонами близмеридионального простирания. Залежи в верейском комплексе платформенных районов приурочены к трем продуктивным пластам и контролируются локальными поднятиями с амплитудой 15–20 м. Они относятся к типу пластовых сводовых и только в единичных случаях – к массивным. По размерам все они мелкие.

В рассматриваемом комплексе выделено 12 зон нефтенакопления, 8 из которых совпадают с зонами нефтенакопления предыдущего, IV нефтегазоносного комплекса, а 4 других (Михайловско-Любленская, Саннинская, Новоузыбашевская, Волковско-Гуровская) - соответствуют зонам нефтенакопления I, II и III комплексов.

В среднекаменноугольном (каширско-гжельском) карбонатном комплексе (VI) нефтегазоносность установлена в 25 месторождениях. Наибольшее количество их выявлено в Бирской седловине (Арланское – I-1-3, Надеждинское – I-1-9, Саузбашевское – I-1-10, Андреевское – I-1-16, Манчаровское – I-1-25 и др. месторождения), а меньшее – на Башкирском своде, Верхнекамской мегавпадине и Шихано-Ишимбайской седловине (Тейрукское – V-3-1 месторождение). Единичные залежи открыты в Благовещенской впадине (Толбазинское – III-2-17 месторождение).

В верхней части рассматриваемого комплекса выделяется два продуктивных горизонта, имеющих распространение в Мраковской и Юрюзано-Сылвенской впадинах. В Мраковской впадине нефтегазоносной является верхняя часть разреза, соответствующая подольскому, мячковскому горизонтам и верхнему карбону (Волостновское – V-3-19 месторождение). Коллекторами являются порово-трещинные слабо глинистые известняки, которые перекрываются глинисто-карбонатными породами нижней перми, гидрохимическими осадками кунгурского яруса, выполняющими роль покрышки. Залежи массивного типа в структурных выступах контролируются брахиантиклинальными складками. В Юрюзано-Сылвенской впадине нефтегазоносны верхнекаменноугольные отложения. Продуктивными являются как трещинные, так и поровые известняки. Нефтегазоносность установлена в 6-ти месторождениях, из которых два нефтегазовые (Кызылбаевское – I-5-2 и Усть-Икинское – I-5-1) и два (Яныбаевское – I-5-7 и Муслюмовское – I-5-6) – нефтегазоконденсатные. Приурочены они к зоне перехода депрессионных фаций верхнего карбона в рифовые и к зонам распространения депрессионных фаций нижней перми, выполняющих роль покрышки. По размеру залежи в каширско-гжельском комплексе преимущественно мелкие и только в Бирской седловине и Мраковской впадине некоторые залежи относятся к крупным (Арланское) и средним (Волостновское – V-3-19, Исимовское – VI-3-7 и др. месторождения).

В этом нефтегазоносном комплексе выделено 13 зон нефтенакопления, 8 из которых совпадают с зонами нефтенакопления предыдущего V комплекса, а 2 других (Николаевско-Черниговская и Толбазинская) соответствуют зонам нефтенакопления I, II и III комплексов. Одна зона (Карташевско-Лемезинская) совпадает с зонами нефтенакопления IV и V комплексов. 3 зоны нефтенакопления являются автономными: Ишимбайская, Табынско-Архангельская, Беркутовско-Подгорновская (две первых соответствуют зонам нефтенакопления вышележащего VII нижнепермского нефтегазоносного комплекса).

В нижнепермском (ассельско-кунгурском) карбонатном нефтегазоносном комплексе (VII) промышленная нефтегазоносность установлена в 33 месторождениях. В основном они расположены в Предуральском краевом прогибе и приурочены к Мраковской и Бельской впадинам и Шихано-Ишимбайской седловине. Залежи нефти и газа в Предуральском прогибе связаны с рифовыми массивами, осложняющими его западный борт, нарушенными взбросо-надвигами и брахиантиклинальными складками, развитыми в депрессионной части прогиба. В рифовых массивах коллекторами являются пористые и пористо-кавернозные органогенные известняки и ситчатые доломиты артинского и сакмарского возраста. Коллекторские свойства пород депрессионного типа обусловлены тектонической трещиноватостью. Подавляющее большинство залежей в нижнепермских отложениях относятся к категории мелких; месторождения Введеновское, Грачевское, Старо-Казанчинское и Кумертауское – к средним и только Ишим-байское месторождение по первоначальным запасам отнесено к категории крупных. Имеющиеся материалы показывают, что наибольший интерес представляет южная часть Башкортостана, охватывающая Южно-Татар-ский свод и Благовещенскую впадину, где нефтепроявления фиксировались как по отдельным скважинам, так и в обширных зонах, прослеживающихся непрерывно на десятки километров. В пределах Южно-Татар-ского свода выявлены Бижбуляк-Абдулинская, Киргиз-Миякинская, Кайраклинская и Барангуловская, а в Благовещенской впадине – Урманская, Жуковская и Ибрагимовская зоны нефтенакопления. На Тумбарлинском месторождении (Кулбаевская структура) в нижнепермских отложениях обнаружена промышленная нефтяная залежь. Перечисленные нефтенакопления связаны с сакмарским, артинским и кунгурским ярусами.

В размещении нефтепроявлений намечается четкая связь с разломами в кристаллическом фундаменте, проникающими в осадочную толщу нефтеносного девона и нижнего карбона. Это, а также наличие следов углеводородов по трещинам, указывает на формирование нефтепроявлений за счет вертикальной миграции. Приведенные данные свидетельствуют, что почти все месторождения Башкортостана являются многопластовыми. Наибольший стратиграфический диапазон нефтегазоносности установлен на северо-западном склоне Башкирского свода и Бирской седловины, где залежи выявлены во всех нефтегазоносных комплексах от терригенного девона до каширско-гжельского включительно. Общее количество продуктивных горизонтов на отдельных месторождениях достигает 12–16.

Арланское (I-1-3) месторождение нефти открыто в 1954 году, оно расположено в Бирской седловине. Промышленно нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и алексинского горизонта нижнего и московского яруса среднего карбона. Залежи нефти приурочены к структурам облекания обширного (около 100 км в длину и 30 км в ширину) барьерного рифа фаменского возраста. Основной объект разработки – терригенной толщи нижнего карбона отличается сложным геологическим строением, что выражается в значительной расчлененности разреза (выделяют до 9 пластов песчаников), неравномерном распространении отдельных пластов по площади, резком увеличении мощности горизонтов и пластов. На участках эрозионных врезов – коллекторами нефти являются мелко- и крупнозернистые песчаники и алевролиты, пористость их 12–25 %, проницаемость – 0,05–1,83 мкм2, у алексинских песчаников – до 5 мкм2.

Сергеевское (II-2-13) месторождение нефти открыто в 1961 году, оно расположено в Благовещенской впадине, в зоне нефтенакопления, контролируемой девонским Сергеевско-Демским грабенообразным прогибом. На месторождении промышленно нефтеносны песчаники терригенного девона (пласты Дкн, ДI , ДII и ДIV), бобриковского горизонта нижнего карбона и карбонатные отложения мендымского горизонта верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона. Основным объектом разработки являются терригенные отложения девона. Коллектора здесь представлены песчаниками кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, пористость их 15-23,7 %, проницаемость – 0,01-4,4 мкм2. Дебиты нефти – 12,3-255 т/сут. Залежи нефти разнотипоэкранированные (сочетание тектонического, структурного и литологического экранов). Нефти Сергеевского месторождения являются тяжелыми, сернистыми и смолистыми. Гордеевское (III-2-12) месторождение нефти открыто в 1977 году в Благовещенской впадине. Приурочено оно к Аскаровско-Бекетовской зоне горстовидных поднятий. Промыш-ленная нефтеносность установлена в песчаниках бобриковского горизонта, карбонатах турнейского и фаменского ярусов, песчаных пластах – коллекторах девона (Дкн , ДI , ДII и ДV) и карбонатах старооскольского горизонта.

Лемезинское (II-3-27) месторождение нефти открыто в 1988 году в северной части Бельской мегавпадины в зоне погребенных барьерных рифов раннепермского возраста. Коллекторами здесь являются пористо-про-ницаемые известняки нижнеартинского подъяруса. Средние значения пористости и проницаемости (по керну) составляют соответственно 16 % и 0,077 мкм2. Залежь нефти относится к массивному типу. Нефть Лемезинского месторождения имеет повышенную вязкость, она смолистая и сернистая.

Перспективы нефтегазоносности западного Башкортостана в палеозое связаны в терригенном девоне с доразведкой вероятных продолжений зон нефтенакопления, контролируемыхс кон- и постседиментационными грабенообразными прогибами и полосами развития горстовидных сооружений. Успехи ожидаются при выявлении и разведке приподнятых зон локальных поднятий типа Раевско-Седеяшского, Саннинского, Кушнаренковского, Уфимско-Культюбин-ского и др. В терригенном нижнем карбоне перспективны те же направления, а также зоны развития палеорусловых песчаных тел. Такие зоны разведаны в последнее время и по терригенному девону. По нижнему карбону поисковый интерес представляют также северо-восточный склон Башкирского свода и Юрюзано-Сылвен-ская впадина.

По карбонатным нефтегазоносным комплексам вся территория платформенного Башкортостана сохраняет уровень средней перспективности. В верхнедевонских – турнейских отложениях бортовых зон Актаныш-Чишминского, Шалымского и Инзеро-Усольского прогибов продолжается поиск рифов и биогермных тел. По карбонатному среднему карбону перспективны валообразные сооружения и локальные приподнятые зоны на Южно-Татарском и Башкирском сводах, в Бирской седловине, Благовещенской, Салмышской и Юрюзано-Сылвенской впадинах. По отложениям нижней перми наиболее перспективны Шкаповско-Киргиз-Миякинская и Урманская зоны, а также линейная Ирныкшинско-Лемезинская в Бельской мегавпадине.

По недостаточно изученным отложениям верхнего докембрия, с учетом тектонического и нефтегеологического районирования территории Башкортостана, наибольшие перспективы связываются с Арлано-Татыш-линской и Приуфимской зонами. Преимущественными перспективами обладает Арлано-Татышлиснкая зона. В последние годы в этой зоне по отражающему горизонту П (подошва венда) сейсморазведкой МОГТ был выявлен ряд поднятий. Всего выявлено около 90 локальных поднятий и структурных выступов, среди которых по рекомендациям сейсморазведки МОГТ выбраны 11 наиболее перспективных.