ТАЙМУРЗИНСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ. Находится на территории Дюртюлинского р‑на в 15 км к Ю.‑З. от г. Дюртюли. Открыто в 1956, введено в разработку в 1964. В тектоническом отношении Т.н.м. приурочено к антиклинальной структуре, расположенной на борту Актаныш‑Чишминской ветви Камско‑Кинельской системы прогибов. Антиклиналь имеет сев.‑зап. простирание размером 11х4 км, представляет собой мощный холмообразный риф. Промышленная нефтеносность приурочена к песчано‑алевролитовым пластам С‑VI‑1, С‑VI‑2а, С‑VI‑2б и С‑VI‑3 терригенной толщи нижнего карбона (бобриковского и радаевского горизонтов), карбонатным коллекторам турнейского яруса. Незначительные по величине запасов залежи имеются также в известняках верейского яруса (средний карбон) и в песчаниках кыновского горизонта (верхний девон). Осн. запасы приурочены к пластам терригенной толщи нижнего карбона (более 70 %), представленным переслаиванием пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто‑глинистых пород, мощность – 8–70 м (в среднем ок. 15 м). Песчаные пласты сложены зёрнами кварца угловатой и полуокатанной формы; цемент шамозито‑глинистый, глинистый, углисто‑глинистый, карбонатный; суммарная мощность – 0,8–30,2 м. Пористость – 22 %, проницаемость – 0,603 мкм2. Залежи нефти сводовые, пластовые, этаж нефтеносности – 66 м. Коллекторами в отложениях турнейского яруса являются пористые известняки, мощность нефтенасыщенной ч. – 0,8–48,6 м. Пористость – 11 %, проницаемость – 0,04 мкм2. Залежь пластовая, этаж нефтеносности – 44 м. Начальные дебиты – 0,5–18 т/сут. Пластовые воды хлоркальциевого типа, минерализация – 768–791 мг‑экв./100 г, плотность – 1,18 г/см3. Разрабатывается с законтурным и внутриконтурным заводнением НГДУ “Чекмагушнефть”.
Таймурзинское нефтяное месторождение. 2020