Турнейские отложения на территории Республики Татарстан (РТ) содержат значительные запасы нефти. Достоверная оценка последних зависит в первую очередь от особенностей строения нефтевмещающего резервуара и литологической неоднородности слагающих его пород. Наиболее характерной особенностью строения турнейского нефтевмещающего резервуара, контролируемого нижнекаменноугольными структурными поднятиями, является формирование в кровельной части резервуара (иногда и в подошвенной), так называемых посттурнейских «врезов», имеющих в плане извилистые очертания и различную ширину и глубину [1–3]. Врезы заполнены терригенными породами: аргиллитами, алевролитами, песчаниками, прослоями и линзами углей и глинисто-углистых сланцев. Из-за развития врезов поверхность нефтевмещающего резервуара имеет сложную дифференцированную поверхность — своего рода мозаику блоков различной высоты, ограниченных врезовыми бортами неодинаковой крутизны [4].

Выбор в качестве объекта исследования залежей нефти в отложениях турнейского возраста продиктован тем, что в карбонатных породах-коллекторах нижнего и среднего карбона сосредоточены значительные запасы нефти. Изученное месторождение располагается в пределах восточного борта Мелекесской впадины.

Ярким и отнюдь не единичным примером подобного нефтевмещающего турнейского резервуара с визейскими врезами служит Западно-Ракашевское локальное поднятие месторождения нефти, приуроченного к восточному борту Мелекесской впадины (рис. 1, 2). Современная турнейская поверхность поднятия имеет эрозионно-карстовую природу: врез отпрепарировал верхнетурнейскую поверхность (участками и нижнетурнейскую) как в сводовой части поднятия,
так и на его крыльях (рис. 1).

Наиболее глубокая часть вреза отмечается в районе скважины № 52 (-972,0 м) в северо-западной части поднятия (рис. 1); глубина вреза по отношению к сводовой части поднятия (скв. № 87) составляет 80 м (рис. 2). Терригенные породы радаевско-бобриковского возраста во врезе залегают на размытой и закарстованной поверхности карбонатных пород кизеловского, черепетского, упино-малевского горизонтов турнейского яруса и заволжского надгоризонта фаменского яруса верхнего девона. При размере поднятия по кровле тульского горизонта
2,6×1,5 км, мало отличающейся от размеров турнейской палеоструктуры, ширина вреза на разных его участках меняется от 250 до 900 м. Турнейское палеоподнятие, по данным бурения и сейсморазведочных работ, оказалось расчлененным на четыре блока, в пределах которых толщина тульско-бобриковских отложений составляет 14–20 м, тогда как во врезах она увеличивается
до 67 и более метров.

На поднятии выделяются две турнейские залежи, разделенные врезом (рис. 1, 2) глубиной до 64 м: северо-западная (район скв. № 31) относительно небольших размеров и большая по площади залежь, занимающая центральную и юго-восточную части поднятия. По данным ГИС скв. № 47, 58, 51, большая по площади залежь имеет водонефтяной контакт ВНК на асб. отм. -945,0 м. Скважины № 47 и 58 находятся в периклинальной части поднятия; скв. № 51 — на его северо-восточном крыле, а в направлении сводовой его части турнейские нефтеносные интервалы подстилаются плотными известняками упино-малевского и заволжского возрастов (рис. 2). По сути, залежь по типу является не массивной, а пластово-сводовой с широкой водонефтяной зоной. В пределах вреза залежь по периметру экранируется глинистыми терригенными породами, выполняющими врез. По данным ГИС скв. № 31, вскрывшей северо-западную залежь, подошва нефтенасыщенного интервала отбивается в ее разрезе на абс. отм. -951,0 м, кровля водоносного — на -957,0 м; то есть по типу это также залежь пластово-сводовая. Определение типа залежи имеет в данном конкретном случае практико-методическое значение: для оценки ее запасов следует строить карту по подошвенной части залежи, чтобы не увеличивать ее объем, приходящийся на интервал от абсолютных отметок подошвы гипсометрически нижнего нефтеносного прослоя в конкретной скважине до принятого для подсчета ВНК залежи. Например, для скв.№ 43, 87 и 88 этот интервал, сложенный плотными известняками, составляет 11–12 м.

На блоке, вскрытом скв. № 97 и располагающемся на абсолютной отметке выше принятого для основной залежи ВНК (-945 м), при положении в ней кровли турнейского яруса на абсолютной отметке -930,0 м, то есть на 15 м выше принятого по ГИС ВНК, после перфорации интервала
от -932,0 до -936,0 м был получен приток пластовой воды. Таким образом, на разных по высотному положению участках турнейского поднятия, подвергшегося воздействию интенсивных эрозионных и карстовых процессов, гипсометрическое положение ВНК залежей может значительно отличаться.
В этой связи возникает проблема соотношения нефтенасыщенных турнейских интервалов с пластами (линзами) терригенных пород (песчаников и проницаемых алевролитов) в скважинах соответственно прибортовых и врезовых, например, № 25 и 46 (рис. 2). Нефтенасыщенные песчаники во врезовых скважинах и нефтенасыщенные известняки в соседних вневрезовых скважинах, если они находятся на тех же или близких по значению абсолютных отметках, могут находиться:
• в гидродинамической связи и образовывать сложный нефтевмещающий резервуар с различными по литолого-петрографическому типу породами и разными показателями коллекторских свойств. Это возможно при «утыкании» пласта (линзы) песчаника в борт вреза, ограничивающего турнейскую залежь;
• пласт (линза) может выклиниваться в направлении борта и представлять самостоятельный (замкнутый на профиле) объект.

Без специальных исследований говорить о наличии гидродинамической связи (или ее отсутствии) не представляется возможным. Решение этой проблемы важно как для методики подсчета запасов подобных сложных объектов, так и для выбора наиболее оптимальной системы их разработки.
Эрозионно-карстовые процессы в посттурнейское время связаны с глобальной перестройкой земной поверхности на рубеже нижне- и среднекаменноугольного периодов. В результате последовавшей регрессии обширного морского бассейна, покрывавшего восток Русской платформы, турнейские отложения были выведены на дневную поверхность. На образовавшемся материке сложились все необходимые условия, благоприятные для развития эрозии и карста: литологические, климатические, атмосферные. Преобразование турнейской поверхности происходило в течение всего елховско-радаевского времени. Трансгрессия морского бассейна в позднерадаевское-раннебобриковское время привела к восстановлению режима морского осадконакопления сначала во врезах, а в тульское время — повсеместно на всем востоке Русской платформы. Все типы терригенных пород — как во врезах, так и перекрывающие оставшуюся от разрушения турнейскую толщу вне врезов — морские отложения с типичными для них формами залегания в виде более или менее протяженных линз с изменяющейся на коротких расстояниях толщиной. Среди них отмечаются глыбовые обломки известняков, связанные с обрушением во время трансгрессии карнизов и выступов на бортах врезов. Подобные обломки могут приниматься за турнейскую поверхность, что искажает нередко соотношение водо- и нефтенасыщенных интервалов турнейской толщи: эти водонасыщенные обломки «запечатаны» в радаевско-бобриковских аргиллитах и могут залегать на одном гипсометрическом уровне с нефтенасыщенными турнейскими известняками.
Этот весьма существенный отрезок геологической истории нижнекаменноугольного времени определил сложность строения турнейских залежей на поднятии: их тип, высотное положение ВНК, неоднородность турнейских пород, их соотношение по латерали с терригенной толщей в бортовых частях вреза.