Платформенный Башкортостан является значительной частью юго-восточной окраины древней Восточно-Европейской платформы (ВЕП). В пределах ВЕП выделена надпорядковая структура — Волжско-Камская антеклиза, к которой приурочена крупнейшая Волго-Уральская нефтегазоносная провинция. В ее состав входит и территория платформенного Башкортостана, где в отложениях верхнего палеозоя выделено семь нефтегазоносных комплексов. Среди них преимущественную нефтеносность имеют два комплекса: терригенная толща девона (ТТД) и терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), на долю которых приходится 80,1 % суммарных начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти региона. Остальные пять нефтегазоносных комплексов сложены карбонатными отложениями, но среди них имеется исключение: осадочные породы верейского горизонта, среди которых встречены подчиненные терригенные образования. Карбонаты занимают 88 % продуктивного разреза, в них сосредоточено почти 20 % суммарных первоначальных НИЗ.
Изучению карбонатных отложений Башкортостана и их нефтеносности посвящены работы многих исследователей. К числу наиболее значимых следует отнести исследования Р.О. Хачатряна, В.М. Тюрихина, М.Ф. Мирчинка, Р.Х. Масагутова, Н.П. Егоровой, О.М. Мкртчана, А.М. Сюндюкова, М.А. Юнусова, Ф.И. Хатьянова, Е.В. Лозина, В.Б. Озолина, Р.Д. Бакирова, Р.В. Мирнова и др.
К настоящему времени определились главные черты тектонического строения и литолого-фациальных особенностей рассматриваемых отложений, в том числе фаменского яруса.
Известняки и доломиты фаменского яруса, залегающие на маломощных карбонатных отложениях среднего и верхнего франа, являются по существу базальными отложениями мощного карбонатного комплекса верхнего палеозоя. Они представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. Тектонику определяют Актаныш-Чишминский, Шалымский
(Шалымско-Калининский) и Инзеро-Усольский прогибы Камско-Кинельской системы (ККСП)
и башкирский и татарский (южно-татарский) палеошельфы [1, 2] (рис. 1).

Литофациальные особенности обобщены в новейшей работе [4]. К указанным отложениям в составе верхнедевонско-турнейского нефтегазоносного комплекса приурочено около 70 % всех известных нефтяных залежей в карбонатах палеозоя Башкортостана. Доля нефтеносности собственно карбонатов фаменского яруса в общем балансе НИЗ палеозоя составляет около 3,5 % и по этому показателю данный нефтегазоносный комплекс уступает среди карбонатных турнейскому подкомплексу. Залежи нефти в рассматриваемых отложениях преимущественно мелкие и мельчайшие. Всего промышленные запасы нефти установлены в 68 месторождениях, но только в
12 месторождениях НИЗ нефти превышают 1 млн т.
Ниже следует описание карты изопахит отложений франско-фаменской осадочной толщи, которая позволяет судить о границах распространения Актаныш-Чишминского и Шалымского прогибов Камско-Кинельской системы (ККС) и башкирского и татарского палеошельфов в пределах платформенного Башкортостана (рис. 1). Низшие отметки структурного плана соответствуют внутренним (осевым) зонам прогибов ККС. Бортовые зоны прогибов ККС выделяются сгущением изогипс. В пределах возвышенных палеошельфов рельеф заметно более пологий, особенно на северном — башкирском — палеошельфе. Приграничные области палеошельфов с прогибами ККС тоже отличаются относительным сгущением изогипс. Органогенные постройки (ОП) в пределах прогибов и в прибортовых зонах в облекании представляют локальные нефтеносные структуры, к которым приурочены залежи месторождений нефти и газа.
Известно научное положение, что структурный план осадочных отложений платформенного Башкортостана, залегающих выше девона (нефтегазоносные комплексы III–VII), определяется структурным планом фаменских отложений. Насколько это верно, заключение последует ниже. Кроме того, интерес представляет распределение нефтеносности в пределах распространения фаменских карбонатов.
Литофациальная и геолого-физическая характеристика (ГФХ) карбонатов фаменского яруса в пределах прогибов ККС отличаются следующими особенностями. Во-первых, в зонах, контролируемых крупными Арлано-Дюртюлинским и Орьебаш-Максимовско-Татышлинским барьерными рифами, в структурах облекания сосредоточено большинство нефтяных месторождений верхнедевонско-турнейского нефтегазоносного комплекса, среди которых уникальные по запасам, крупные, средние и мелкие. Во-вторых, для палеошельфов характерно развитие мелких рифов и биогермов. По данным сейсморазведки имеются биостромы, но залежей нефти пока не установлено. В пределах татарского шельфа нефтяные залежи фаменского яруса (заволжский надгоризонт + средний и нижнефаменский подъярусы) Туймазинского нефтяного месторождения представляют мелкие и мельчайшие скопления в биогермах и локальных рифах.
О распределении нефтеносности в фаменских карбонатных отложениях свидетельствует таблица 1, где представлена ГФХ пластов-коллекторов, включая карбонаты заволжского надгоризонта, по трем наиболее крупным месторождениям фаменского яруса: Ново-Узыбашевскому, Альшеевскому и Туймазинскому. Выбор данных месторождений для суждения о нефтеносности фаменских карбонатов автору статьи представляется наиболее показательным.

Ново-Узыбашевское нефтяное месторождение приурочено к Актаныш-Чишминскому прогибу ККС. Во франско-фаменской толще содержатся 62 % суммарных первоначальных НИЗ этого месторождения. Нефтяные залежи указанной толщи залегают в трех рифах: Ново-Узыбашевском, Табулдакском и Баскаковском (самый крупный Ново-Узыбашевский, 7,2×22 км) в пределах северо-восточного борта Актаныш-Чишминского прогиба, в районе западной границы Благовещенской впадины с Южно-Татарским сводом. Мощные рифы родились на выступе франского дна мелководного моря и благополучно развивались в течение довольно продолжительного времени
по мере согласованного с уровнем моря погружения и последующего воздымания до обнажения
в радаевско-бобриковском временном интервале. При новой трансгрессии указанный «островок» сохранился, постепенно утрачиваясь до дна пермского мелководья. Залежи нефти в порово-кавернозном пространстве рифов сохранились благодаря развитию пород-флюидоупоров, выделенных Р.В. Мирновым под индексами от ЛТ-1 до ЛТ-6 [4]. Довольно дискуссионным выглядит предположение об образовании и сохранении пород-покрышек в динамических тектоно-фациальных условиях, существовавших при зарождении, развитии и результирующей компенсации прогибов ККС, но указанный автор благодаря собственной методике выделил их по каротажу.
И это объясняет в первом приближении механизм нефтеносности рассматриваемых
многоэтажных рифов.

Альшеевское нефтяное месторождение (рис. 2) расположено в переходной зоне от палеошельфа
к некомпенсированному прогибу, но по юго-западному турнейскому борту Актаныш-Чишминского прогиба должно быть отнесено к последнему. Оно тоже приурочено к рифовому массиву, возраст которого нижнефаменский.
Располагается на юго-западном борту Актаныш-Чишминского прогиба, в пределах северной части Южно-Татарского свода (в 80 км юго-восточнее Ново-Узыбашевского). В разрезе месторождения фаменские отложения представлены известняками, участками глинистыми, органогенно-
обломочными, преимущественно порово-кавернозными. Высота нижнефаменского
рифа (2,9×0,19 км) — 71 м, что значительно ниже рифов Ново-Узыбашевского месторождения. Структурная карта по кровле этого рифа представлена на рисунке 2. Остальные фаменские залежи данного месторождения — структурные пластовые сводовые.
ГФХ Альшеевского рифа и Ново-Узыбашевских рифов имеют существенные различия в параметрах (табл. 1):

Указанная выше разница в пластовых давлениях, выражающаяся в проявлении режима АНПД рифах Ново-Узыбашевского месторождения, свидетельствует о явлениях палеокарста в данных рифах. Этот феномен является, пожалуй, единственным для нефтеносных башкирских рифов, независимо от их принадлежности к тектоническому региону и стратиграфическому комплексу, требует дополнительного изучения, Возможно районирование прогибов ККС по степени проявления палеокарста, что открывает перспективы установления нефтяных залежей с АНПД.
Кроме того, имелись основания для выяснения прогнозного генезиса Альшеевского рифа в виде части погребенного атолла, но последующее сейсмическое изучение рассматриваемого района и данные бурения эту версию не подтвердили.

ГФХ фаменских залежей Туймазинского месторождения мало отличаются от других месторождений, но пластовая нефть имеет повышенную вязкость: 45,4 против 7,2–11,9 мПас. Нефтяные залежи размещены по площади месторождения в виде отдельных довольно контрастных мелких рифов и биогермов размерами 1×1×1–2 км, в большинстве которых выявлен водонефтяной контакт (ВНК).

Наследование фаменского структурного плана представляет действительно непреложный факт
для целого ряда месторождений. Для рассмотренных выше месторождений картина следующая.
В разрезе Ново-Узыбашевского месторождения выше фамена установлены нефтяные залежи
в известняках турнейского яруса и песчаниках ТТНК. Одновременно в терригенном девоне нефтеносны отложения муллинского, пашийского и тиманского горизонтов. На Альшеевском месторождении выше фаменских наследование наблюдается в ТТНК (пласт СVI) и карбонатах турнейского яруса, а основные запасы нефти содержатся в пласте ДI терригенного девона.
На Туймазинском месторождении фаменские рифы и биогермы мелкие и слабо выраженные.
По ТТНК и турнейскому ярусу наследование слабо наблюдается. Изучение геологических материалов по другим месторождениям показывает, что о региональном влиянии фаменского структурного плана на более молодые структурные планы можно судить только в пределах западного склона Башкирского свода (БС). Здесь установлена обильная нефтеносность в ТТНК
в структурах облекания фаменских рифов и биогермов. Характерным служит разрез Орьебашского нефтяного месторождения. Оно связано с группой локальных поднятий на западном склоне БС
в пределах Чераульского выступа. В верхнедевонско-турнейском структурном подэтаже указанные поднятия выражены рельефно, располагаясь южнее Орьебаш-Максимовско-Татышлинского барьерного рифа, осложняющего южный борт Шалымского прогиба ККС. Сами локальные поднятия не содержат нефтеносности, но выше в структурах облекания установлены залежи нефти
в карбонатах каширского и верейского горизонтов, башкирского яруса и наиболее крупные в ТТНК. Таков же разрез большинства месторождений западного склона БС. Отсутствие нефти
в органогенных постройках (ОП) верхнего девона-турне представляет загадку, либо это нужно отнести к недостаточной изученности их прямым опробованием. В этой связи до сих пор неоднозначную оценку имеет генезис фаменского гигантского Арлано-Дюртюлинского барьерного рифа, в облекании которого развиты залежи ТТНК и каширо-подольских карбонатов, образующие уникальное Арланское нефтяное месторождение. Автор статьи считает, что это типичный барьерный риф, недоразведанный в отношении нефтеносности карбонатов фаменского яруса.
По аналогии с Ишимбайским барьерным рифом здесь прогнозируются локальные вершины в виде нефтенасыщенных рифов различного размера. Настало время проверить указанное предположение путем в первую очередь организации сейсморазведочных работ методом ОГТ-3D.

В краевой западной части Актаныш-Чишминского прогиба на Кадыровском поле Илишевского месторождения открыты кольцевые нефтяные залежи ТТНК, опоясывающие тело фамен-турнейского рифа (рис. 3).

Они представляют совершенно новый тип залежей [3]. Локальный Кадыровский риф рос в течение фаменского-турнейского и, очевидно, косьвинского времени. После регрессии риф обнажился, стал разрушаться в вершине в радаевско-бобриковский интервал времени и по мере нового опускания к нему «прислонились» неравномерно развитые опоясывающие его тело песчаные образования, впоследствии вместившие залежи нефти. Кроме Кадыровского на ограниченном участке разместились еще два мелких рифа, но подобного механизма опоясывания песчаными «кольцами» у них не наблюдается. Характерно, что в 60-е годы прошлого столетия на месте Кадыровского рифа было установлено скопление гелия — и по этой причине доразведку участка долго не производили, хотя гелий является спутником нефти. Выявленный феномен с открытием «нетипичных» кольцевых залежей нефти пока остается единственным и представляет собой геологический факт, требующий дальнейшего изучения.

В сумме изложенного, нефтегазоносность фаменских отложений можно считать детально изученной. Вопрос заключается в обосновании перспектив еще неоткрытых скоплений углеводородов. Наиболее перспективной следует считать восточную область платформенного Башкортостана — восточнее линии Стерлибашево-Уфа-Аскино (рис. 1), особенно в пределах Салмышской впадины, где распространены локальные зоны соленосных флюидоупоров. Кроме того, на восток-юго-восток увеличивается общая мощность карбонатного разреза, включая и фаменские отложения. Поисковый интерес здесь представляют зоны ожидаемых пересечений отложений палеозоя со ступенями архей-нижнепротерозойского кристаллического фундамента (КФ). Не изучена вероятность наличия залежей нефти в зонах АНПД (см. выше, район Ново-Узыбашевского нефтяного месторождения). Наконец, требуется сосредоточиться на испытании отложений биостромов, установленных сейсморазведкой, в частности — Марковского протяженного биострома.