МАНЧАРОВСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ. Находится на территории Илишевского района, Чекмагушевского района и Дюртюлинского р‑на РБ, в 30 км к З. от г. Дюртюли. Открыто в 1955, введено в разработку в 1957. Тектонически месторождение располагается на С.‑З. Бирской седловины, в пределах Манчаровского вала, где по терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) выделяются 2 тектонические линии сев.‑зап. простирания, разделённые прогибом. На М.н.м. выделено 10 площадей: Манчаровская, Игметовская, Крещено-Булякская, Тамьяновская, Абдуллинская, Западно-Менеузовская, Яркеевская, Исанбаевская, Имянликулевская, Кувашская. Промышленно нефтеносны терригенные отложения: ТТНК – пласты СV, СVI0 тульского горизонта; СVI.1, СVI.2, СVI.3 бобриковского и радаевского горизонтов; СVII (ЛП) косьвинского горизонта; терригенного девона – пласты Дкн1, Дкн2 тиманского (кыновского) горизонта; пласты ДI пашийского горизонта верхнего девона и ДII муллинского горизонта среднего девона; карбонатные отложения пачки Скш каширского горизонта московского яруса среднего карбона; турнейского яруса – пачки СТ1, СТ2, СТ3, СТ4 и СТ5. На долю ТТНК приходится 86 % суммарных извлекаемых запасов месторождения. В ТТНК установлено 84 залежи нефти: 28 пластово-сводовых, 18 литологически ограниченных и 38 литологически экранированных. В пласте СVII заключено 12 залежей: 1 пластово-сводовая, остальные литологически экранированные. В карбонатах турнейского яруса установлено 57 залежей нефти: 13 пластово-сводовых, 31 литологически экранированная и 13 массивных. В терригенных пластах кыновского горизонта содержатся 16 преимущественно литологических залежей нефти. В карбонатах каширского горизонта установлена 1 пластовая, литологически экранированная залежь размерами 2,3×1,5 км и высотой 13,5 м. Коллекторы ТТНК представлены кварцевыми песчаниками, неравномерно уплотнёнными, и алевролитами кварцевыми, глинистыми. Пористость коллекторов – 20,5–25,0 %, проницаемость – 0,549–1,422 мкм2. Коллекторы терригенного девона представлены кварцевыми песчаниками тонко- и мелкозернистыми толщиной до 12,4–23,5 м (Дкн2, ДI и ДII), средняя толщина – 1,0–2,0 м. Пористость коллекторов – 16–19 %, проницаемость – 0,158–0,407 мкм2. Коллекторы каширского горизонта развиты незначительно и представлены тонкими прослоями известняков органогенных, участками глинистых, прослоями пористо-кавернозными. Пористость коллекторов – 14,0 %, проницаемость – 0,020 мкм2. Коллекторы турнейского яруса слагаются известняками преимущественно органогенно-обломочными и органогенно-шламовыми, пористо‑кавернозными, участками трещиноватыми. Пористость – 11–19 %, проницаемость – 0,005–0,016 мкм2. Пластовые нефти ТТНК повышенной вязкости – от 19,6 до 26,5 мПа∙с, с содержанием серы 2,9–4,3 %, парафинов – от 0,5 до 5,0 % и газосодержанием 17,4 м3/т. Пластовые нефти турнейского яруса также повышенной вязкости – от 22,6 до 31,0 мПа∙с, с содержанием серы 2,6–4,2 %, парафинов – 0,9–2,6 % и газосодержанием 17,4 м3/т. В растворённом газе жирном содержится (моль): метана 30–39 %; этана 11,1–18 %; пропана 16,7–20,23 %; азота и редких элементов до 20,0 %. В растворённом газе турнейских нефтей содержится незначительное количество сероводорода – 0,2 % (моль). Пластовые воды хлоркальциевого типа; их плотность и минерализация возрастают с глубиной: плотность – 1,12–1,18 в кашире до 1,19 м3/т в терригенном девоне. Разрабатывается НГДУ “Чекмагушнефть”.
Ветераны НГДУ "Чекмагушнефть" около скважины №11 Манчаровской площади. 2012