ТУЗЛУКУШЕВСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ. Находится на территориях Дюртюлинского, Кушнаренковского районов и Чекмагушевского района, в 15 км к С. от с. Чекмагуш. Открыто в 1984, введено в разработку в 1985. Расположено на сев.‑вост. борту Актаныш‑Чишминского прогиба и приурочено к пологой структуре, ограниченной с сев.‑зап. Троицко‑Чекмагушевским грабеном (см. Геологическое строение Дюртюлинского района). Нефтеносны песчаники пластов ДI пашийского и кыновского горизонтов, а также бобриковского горизонта нижнего карбона; осн. запасы нефти в ДI. Залежь структурно‑литологич. типа, ограниченная тектонич. экраном на сев.‑зап. части. Средняя проницаемость составляет 0,372 мкм2, водонефтяной контакт – 1686 м, начальное пластовое давление – 19,4 МПа. Размеры залежи – 9,2×2,1 км, этаж нефтеносности – 23 м. Плотность в поверхностных условиях – 0,904 г/см3; вязкость в пластовых условиях – 21,3 мПа∙с; давление насыщения – 2,3 МПа; газонасыщенность – 17 м3/т. В кыновском горизонте 2 пласта песчаников кварцевых мелкозернистых, глинистых, реже карбонатизированных, пористостью 16 –21%, проницаемостью 0,104–0,049 мкм2, средней мощностью 1,4–2,0 м. В пласте ДI – мелкозернистые кварцевые песчаники и крупнозернистые кварцевые алевролиты пористостью 18%, проницаемостью 0,267 мкм2, средней мощностью 3,6 м. Выявлено 6 залежей литологич. типа, практически полностью изолированные непроницаемыми породами; начальное пластовое давление – 19 МПа. Плотность в поверхностных условиях – 0,906 г/см3; вязкость в пластовых условиях – 18,2 мПа∙с; давление насыщения – 3,7 МПа; газонасыщенность – 19 м3/т. В бобриковском горизонте вскрыта 1 залежь размером 1,9×1,3 км, литологич. ограниченная на большей ч. периметра; начальное пластовое давление – 12,8 МПа. Плотность в поверхностных условиях – 0,900 г/см3; вязкость в пластовых условиях – 21,5 мПа∙с; давление насыщения – 4,4 МПа; газонасыщенность – 17 м3/т. Коллекторами являются песчаники кварцевые тонкозернистые, слоистые, с редкими обуглившимися растительными остатками. Пористость – 4%, проницаемость – 0,296 мкм2, средняя мощность – 3,0 м. Пластовые нефти терригенной толщи нижнего карбона и терригенного девона повышенной вязкости 8,2–23,6 мПа∙с, с содержанием серы 2,4–2,63%, парафинов 1,3–2,6% и газосодержанием 15,13–23,8 м3/т. Пластовые воды хлоркальциевого типа плотностью 1,16–1,19 г/см3. В 8 залежах терригенного девона заключено 83,0% суммарных извлекаемых запасов месторождения, в т.ч. в 2 залежах пласта ДI – 68,3% всех извлекаемых запасов. Т.н.м. разрабатывается НГДУ “Чекмагушнефть”.
Лит.: Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана /Баймухаметов К. С., Викторов П. Ф., Гайнуллин К. Х. [и др.]. Уфа, 1997.