Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Саратовский национальный исследовательский государственный университет имени Н.Г. Чернышевского»

Кафедра «Геологии и геохимии горючих ископаемых»

Курсовая работа

«Геологическое строение и нефтегазоносность Ромашкинского месторождения»

студента 4 курса 411 группы

21.05.02 Специальность - прикладная геология

Геологического факультета

Есина Александра Александровича

Научный руководитель доцент: Колотухин А.Т.

Зав. кафедрой доктор геол.-мин. н., профессор Коробов А.Д.

2016

Содержание

• Введение
• 1 Литолого-стратиграфическое описание разреза
• 2. Тектоническое строение
• 3. Нефтегазоносность
• 4. Гидрогеологические условия месторождения
• Заключение
• Список использованной литературы
• Приложение А
• Приложение Б
• Приложение В
• Приложение Г
• Приложение Д
• Приложение Е

Введение

Цель курсовой работы охарактеризовать геологическое строение и нефтеносность «Ромашкинского» газонефтяного месторождения и закрепить теоритические знания по курсу «геологии и геохимии нефти и газа».

Ромашкинское нефтяное месторождение -- крупнейшее месторождение России Волго-Уральской провинции. Находится на юго-востоке Татарстана, в 20 км от г. Бугульма, в 70 км от г. Альметьевск. Открыто в 1948 году в Бугульминском районе ТАССР.

История промышленной разработки Ромашкинского нефтяного месторождения ведёт начало с 1943 г. Разведывательное бурение, проводившееся в 1943 - 1944 годах, позволило открыть Шугуровское месторождение (средний карбон) и накопить уникальный материал, обобщив который, удалось доказать, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента имеет подъём от Шугурова в северо-восточном направлении к деревне Ромашкино (Тимяшево). И именно в этом направлении было принято продолжать поиск более продуктивных нефтяных пластов. В 1948 году у деревни Ромашкино (Тимяшево) бригадой мастера Сергея Кузьмина и бурильщика Рахима Халикова был вскрыт мощный девонский пласт в пашийском горизонте. 25 июля при испытании скважины был получен фонтан дебитом более 120 тонн в сутки. С началом освоения мощные нефтяные месторождения на юго-востоке Татарской АССР в СССР были названы «Вторым Баку». Месторождение введено в разработку в 1952 г., позже залежи были открыты и в других отложениях. Впоследствии оказалось, что это не только самое крупное месторождение нефти в Татарстане, но и одно из крупнейших в мире.

Учитывая новые геологические критерии поиска нефти в слоях девона, геологи треста «Татарнефть» А.М. Мельников, С.П. Егоров, Г.Я. Якупов и другие применили методику широкого охвата разведочным бурением территории вокруг скважины №3, на расстоянии пять - десять километров. И все они дали нефть. Полностью подтвердились предположения о нефтеносности девона и за пределами Ромашкинской структуры. Впоследствии с использованием этой методики были открыты Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская и другие девонские нефтеносные площади. Позднее ее эффективность была подтверждена при разведке Самотлора и других крупных западносибирских месторождений.

Ромашкинское нефтяное месторождение относится к крупнейшим месторождениям. Месторождение уже несколько десятилетий служит настоящим полигоном для испытания многих новейших технологий и передовой техники в области разведки недр, проходки скважин, нефтедобычи, которые нашли широкое применение не только на промыслах «Татнефти», но и в масштабах всей страны и за её пределами.

Так, метод внутриконтурного заводнения, впервые нашедший применение на Ромашкинском месторождении, стал классическим примером рациональной разработки крупного месторождения, который широко применяется во всём мире.

Ромашкинское газонефтяное месторождение, эксплуатируется с 1948 года. За это время отобрано 2,19 млрд. т нефти, что составляет 86,2% от начальных извлекаемых запасов. В настоящее время месторождение находится на поздней стадии разработки. Среднесуточный дебит по нефти составляет 4,1 т, обводненность продукции 85,6%. По сравнению со средним дебитом, который имел место при степени выработанности пластов 40%, дебит снизился почти в 7 раз, обводненность возросла на 38,6 процентных пункта.

Ромашкинское месторождение территориально приурочено к юго-восточной части Татарстана как показано на рисунке 1, и является крупнейшим многообъектным и многопластовым месторождением платформенного типа Волго-Уральской провинции.

Климат района умеренно-континентальный. По характеристике флоры район относится к лесостепной зоне.

В геоморфологическом отношении месторождение расположено в северной части Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимающей юго-восточную часть Татарстана.

Самые высокие абсолютные отметки рельефа наблюдаются на юге Шу-гуровского плато (около 320 м), минимальные приурочены к речным долинам (60-100 м). Характерной особенностью рельефа является значительная расчлененность долинами рек. В форме долин ясно выраженная асиммет-ричность. Овражно-балочная сеть развита слабо и в основном по речным долинам.

Гидрографическая сеть развита довольно широко. Здесь протекает множество рек, таких как Шешма, Кичуй и Степной Зай, входящих в бассейн реки Кама - одной из основных (водной и энергетической) артерий республики. Указанные малые реки имеют многочисленные притоки и текут с юга на север и северо-запад, что обусловлено общим понижением рельефа в этом направлении, реки не судоходны и транспортного значения не имеют.

Для обеспечения водой нефтедобывающей промышленности (законтурное и внутриконтурное заводнение) используются воды рек Камы, Зая и др.



Рисунок 1 - Схема размещения нефтяных месторождений Республики Татарстан

1 Литолого-стратиграфическое описание разреза

Со времени открытия месторождения комплексное изучение стратиграфической, литолого-петрографической и коллекторской характеристики разреза осадочной толщи осуществлялось многими исследователями, в результате чего была получена достаточно детальная характеристика его геологического строения.

Мощная осадочная толща, слагающая разрез Ромашкинского месторождения, представлена палеозойскими отложениями, залегающими на гранито-гнейсовых породах кристаллического фундамента. В разрезе палеозоя на территории месторождения выделяются отложения девонской, каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, сложенных как карбонатными, так и терригенными породами как следует из Приложения А.

Приводимое ниже литолого-стратиграфическое описание подразделений дается снизу-вверх в порядке их формирования.

Палеозойская эратема (PZ).

Девонская система (D).

Представлена отложениями среднего и верхнего отдела. В составе девонских отложений выделяются эйфельский и живетский ярусы среднего девона, а также франский и фаменский ярусы верхнего девона.

Средний отдел (D₂).

Эйфельский ярус (D₂ef) .

Эйфельский ярус представлен бийским горизонтом выделяется пласт Д_V..

Бийский горизонт сложен: аргилитами с примесью песчано-алевролитового материала, песчано-глинистого с примесью гравийного материала, переслаивание зеленых аргиллитов, алевролитов и песчаников также присутсвуют породы кристаллического фундамента. Мощность 0-36м.

Живетский ярус (D₂zv)

Живетский ярус представлен воробьевским, ардатовским и муллинским горизонтами выделяются, соответственно, пласты Д_IV, Д_III и Д_II. Мощность 0-138м.

Воробьевский горизонт сложен: аргилитами и глинистыми алевролитами, прослоями со стяжениями шамозита, сидерита. Песчаники прослоями с примесью гравийного материала. Мощность 0-32м.

Ардатовский горизонт сложен: аргилитами серыми с переслоями алевролитов, алевролитами глинистыми, сидеритизированными с прослоями песчаных, реже песчаников, местами нефтенасыщенных. Мощность 0-68м.

Мулинский горизонт сложен: аргилитами серыми, с прослоями алевролитов светло-серых, с прослоями шамозит-сидеритовых руд, песчаниками и алевролитами светло-серыми обычно водоносными. Мощность 0-38м.

Верхний отдел (D₃).

Франский ярус (D₃f).

Франский ярус представлен нижнефранским подъярусам с пашийским, кыновским, сармановским, семилукским, бурегским горизонтами и верхнефранским подъярусам с воронежским, евлановско-ливенским горизонтом. Верхнедевонские отложения представлены терригенными породами лишь в пределах пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса, общая толщина которых может достигать 90-100м. Пашийский горизонт (в промысловой индексации - горизонт Д_I) развит повсеместно. В пределах кыновского горизонта пласт Д₀, который имеет развитие в основном в северной, северо- и юго-западной частях месторождения.

Нижнефранский подъярус.

Пашийский горизонт сложен: переслаиванием нефтеносных песчано-алевритовых и глинисто-алевритовых пород с прослоями аргиллито-алевролитовых. Мощность 24-52м.

Кыновский горизонт сложен доломитами известковыми, известковистыми, глинистыми; аргилитами зелеными, коричневыми, шоколадно-коричневыми с прослоями алевролитов; алевролитами глинистыми, песчаными, нефтенасыщеными. Мощность 18-38м.

Сармановский горизонт сложен: переслаиванием известняков зелено-серых, глин черных битуминозных мергелей и сланцев. Мощность 3-60м.

Семилукский горизонт сложен: переслаиванием известняков зелено-серых, глинистых и черных, битуминозных, часто перекристаллизованных и окремнелых известняков и мергелей с прослоями горючих сланцев. Мощность 30-50м.

Бурегский горизонт сложен известняками глинисто-битуминозными, серыми, иногда органогенными с прослоями доломитизированными, пятнами нефтенасыщенными, в нижней части горизонта переслаивающимися с черными битумными мергелями. Мощность 30-60м.

Верхнефранский подъярус.

Воронежский горизонт сложен: известняками серыми и темно серыми, часто микрозернистыми и разнозернистыми, неравномерно глинистыми, в различной степени доломитизированными до перехода в отдельных прослоях в доломит известковистый, с редкими прослоями мергелей. Мощность 44-87м.

Евлановско-ливенский горизонт сложен: известняками серыми и темно- серыми с буроватым оттенком, большей частью в различной степени доломитизированными и кальцитизированными, микрозернистыми, реже разнозернистыми и органогенными, часто тонкоплитчатыми, стилолитизированными и трещиноватыми, иногда перекристаллизованными. Отмечаются прослои доломитов разнозернистых и реже мергелей. Мощность 20-150м.

Фаменский ярус (D₃fm).

Фаменский ярус представлен нижнефаменским подъярусам с задонским, елецким горизонтами и верхнефаменским подъярусам с данково-лебедянского горизонтом.

Нижнефаменский подъярус.

Задонский горизонт сложен: известняками микрозернистыми, реже мелкозернистыми и разнозернистыми, светло-серыми с желтоватым оттенком, стилолитизированными, доломитизированными и доломитами разнозернистыми, серыми, часто пористыми кавернозными. Мощность 30-60м.

Елецкий горизонт сложен: известняками серыми, перекристаллизованными, стилолитизированными, в различной степени доломитизированными (доломитизация носит пятнистый характер) и доломитами светло-серыми перекристаллизованными, с включениями гипса и ангидрита. Мощность 70-111м.

Верхнефаменский подъярус.

Данково-лебедянский горизонт сложен: переслаиванием известняков микрозернистых и реликтово-органогенных, часто сильно перекристаллизованных и доломитизированных, светло-серых с доломитами буровато-серыми мелкозернистыми и разнозернистыми известковистыми, отмечается большое количество стилолитовых и парастилолитовых швов и горизонтальных трещин, иногда фиксируется пятнистое нефтенасыщение. Мощность 40-130м.

Каменноугольная система (С).

Представлена отложениями нижнего, среднего и верхнего отделов. В составе каменоугольных отложений выделяются: турнейский, визейский и серпуховский ярусы нижнего отдела; башкирский, московский ярусы среднего отдела; гжельский ярус верхнего отдела.

Нижний отдел (С₁).

Турнейский ярус.

Нижнетурнейский подъярус.

Лихвинский подгоризонт.

Заволжский горизонт сложен известняками микрозернистыми, тонкозернистые и органогенно-обломочными, серыми и светло-серыми, прослоями доломитизированные, стилолитизированные. Мощность 55-103м.

Малевский и упинский горизонты сложены: известняками тонкозернистыми и органогенно-обломочными, серыми и светло-серыми участками доломитизированными. Мощность малевского горизонта 10-22м, упинского горизонта 7-20м.

Верхнетурнейский подъярус.

Чернышевский подгоризонт.

Черепетский и кизеловский горизонты сложены: известняками органогенно-обломочными и тонкозернистыми, серыми, желтовато-серыми, с включениями углисто-глинистого материала, часто нефтенасыщенные. Мощность черепетского горизонта 7-36м, кизеловского горизонта 13-25м.

Визейский ярус.

Нижний подъярус.

Малиновский подгоризонт.

Елховский и радаевский горизонты сложены песчаниками аргиллитами, алевролитами, углями, углистыми сланцами. Мощность елховского и радаевского горизонтов 8м.

Средний подъярус.

Яснополянский подгоризонт.

Бобриковский и тульский горизонты сложены известняками, аргиллитами, алевролитами и песчаниками темно-серыми. Мощность бобриковского горизонта 33м, тульского горизонта 7-18м.

Верхний подъярус.

Окский подгоризонт.

Алексинский, михайловский и веневский горизонты сложены известняками органогенно-обломочными, серыми и доломитами перекристаллизованными, серовато-коричневыми с прослоями аргиллитов. Мощность алексинского горизонта 20-37м, михайловского горизонта 55-70м. веневского горизонта 121-135м.

Серпуховской ярус.

Нижний подъярус.

Стешевскийский и тарускийский горизонты сложены: доломитами перекристаллизованными, желтовато-серыми и серыми, прослоями коричневато-серыми, участками кавернозными и трещиноватыми с включениями гнезд ангидрита. Мощность стешевскийского и тарускийского горизонтов 45-50м.

Верхний подъярус.

Протвинскийский горизонт сложен: известняками и доломитами светло-серыми и серыми и белыми, сахаровидными, участками кавернозными, с примазками бледно-зеленых глин, стилолитизированными. Мощность протвинскийского горизонта 40-70м.

Средний отдел (С₂).

Башкирский ярус.

Башкирский ярус сложен: известняками светло-серыми и серыми, органогенно-обломочными, микрозернистыми, часто брекчиевидными и доломитами. Мощность 5-40м.

Московский ярус.

Нижний подъярус.

Верейский горизонт сложен: переслаиванием известняков, мергелей серых, песчаников, алевролитов и аргиллитов пестроокрашенных. Мощность 35-50м.

Каширский горизонт сложен: переслаиванием известняков органогенно-обломочных, светло-серых с прослоями темно-серых аргиллитов и доломитов микрозернистых, серых, мергелей. Мощность 55-85м.

Верхний подъярус.

Подольскийский горизонт сложен: доломитами и известняками микрозернистыми и тонкозернистыми, светло-серыми и желтовато-серыми, с прослоями глинисто-алевролитового материала, с включениями ангидрида. Мощность 80-100м.

Мячковский горизонт сложен: известняками и доломитами неравномерно зернистыми, светло-серыми, желтовато-серыми, с включениями гнезд гипса и ангидрита, с прослойками зеленовато-серых глин. Мощность 100-120м.

Гжельский ярус.

Гжельский ярус сложен известняками пелитоморфными и органогенно-обломочными, серыми, доломитами тонкозернистыми, серыми, разных оттенков, прослоями зеленовато-серыми, глинистые, участками перекристаллизованные, с массой пустоток от выщелоченных швагерин. Мощность 140-170м.

Оренбурский горизонт сложен известняками органогенно-обломочными, серыми, почти белыми, прослоями окремнелыми, прослоями пористыми, доломитами тонкозернистыми и микрозернистыми, перекристаллизованными с пустотками от выщелачивания швагерин, выполненных гипсом. Мощность 40-50м.

Пермская система (Р).

Представлена отложениями нижнего и верхнего отделов. В составе пермских отложений выделяются: ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы нижнего отдела; уфимский, казанский и татарский ярусы верхнего отдела.

Нижний отдел (Р₁).

Ассельский ярус.

Ассельский ярус сложен: переслаиванием доломита и известняка желтовато-серого. Мощность 30-65м.

Сакмарский ярус.

Тастубскийский горизонт сложен: переслаиванием ангидрита голубого с известняками желтовато-серыми и доломитами . Мощность 9-115м.

Стерлиттамакский горизонт сложен: известняками желтовато-светло-серыми, доломитами. Мощность 45-60м.

Артинский ярус.

Артинский ярус сложен: переслаиванием известняков и доломитов с окремнелыми участками и линзами гипса, ангидрита. Мощность 30-65м.

Кунгурский ярус.

Кунгурский ярус сложен доломитами и известняками с прослоями песчаников, глин, брекчий, мергелей, гипса и ангидрита. Мощность 0-50м.

Верхний отдел (Р₂).

Уфимский ярус.

Уфимский ярус сложен переслаиванием глин пепельно-серых, красновато-коричневых с песчаниками с прослоями известняков и мергелей. Мощность 0-100м.

Казанский ярус.

Нижний подъярус.

Нижний подъярус казанский яруса сложен переслаиванием глин светло-серых, известковистых, алевролитистых, огипсованных с алевролитами зеленовато и желтовато-серыми и песчаниками мелкозернистыми. Мощность 0-130м.

Верхний подъярус.

Верхний подъярус казанский яруса сложен: переслаиванием глин пестроцветных и красных с песчаниками и мергелями, нижняя часть представлена переслаиванием известняков и глин. Мощность 0-145м.

Татарский ярус.

Татарский ярус сложен: переслаиванием глин и песчаников с линзами кангломератов с прослоями известняков. Мощность 0-60м.

2. Тектоническое строение

Ромашкинское месторождение является крупнейшим многопластовым месторождением платформенного типа Волго-Уральской провинции.

Ромашкинское нефтяное месторождение по поверхности кристаллического фундамента представляет собой ассиметричное поднятие широтного простирания с относительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды как следует из приложения Б. В тектоническом отношении оно структурно приурочено к сводовой части Южного купола, представляющего собой крупное платообразное поднятие изометричной формы размером около 100х100 км, которое ограничено с запада Алтунино-Шунакским, с востока - Уральским прогибами и структурными уступами - Сакловским на севере и Бугульминским - на юге. Наиболее крутыми являются западный и южный склоны и сравнительно пологими - северный и восточный. Наиболее повышенная часть купола - Ромашкинская вершина является крупной структурой блокового строения, оконтуривается изогипсой минус 1580 м и имеет высоту около 50 м. Наиболее высокие отметки фундамента прослеживаются в юго-восточной части Павловской площади. В пределах вершины выделяются Миннибаево-Альметьевский, Павловско-Сулеевский и Азнакаевский блоки меридионального направления, которые разделены узкими грабенообразными прогибами,возникновение которых обусловлено дизъюнктивными нарушениями. Восточная часть вершины характеризуется наличием наиболее возвышенных участков. Сложным строением отличается юго-восточный склон купола. Для западного склона, имеющего моноклинально-ступенчатое строение, преобладающим является меридиональное простирание структурных форм. Меньшей расчлененностью отличаются северный и северо-восточный склоны. По северному склону наблюдается моноклинальное погружение на север, осложненное террасовидными поднятиями и структурами меридионального простирания. Для северо-восточного склона характерно моноклинально-ступенчатое погружение поверхности фундамента, осложненное меридиональными блоковыми структурами и малоамплитудными локальными выступами.

В целом структурный план терригенных отложений девона на западном, северном, северо-восточном и южном склонах повторяет формы кристаллического фундамента с выполаживанием их вверх по разрезу. Наблюдается также повторение структурного плана подошвы репера «верхний известняк» с планами более глубоких горизонтов терригенного девона. На фоне обширного пологого поднятия по пашийским отложениям выделяется присводовая часть купола, где прослеживаются наиболее приподнятые участки в районе Миннибаевской и Абдрахмановской площадей и ряд самостоятельных структур, разделенных незначительными по амплитуде понижениями. Кровля пашийского горизонта залегает на отметках минус 1445- минус 1460 м с пологим понижением поверхности на север, восток и юг до отметок минус 1490 м и ниже как следует из приложения В. Южное крыло также характеризуется монотонным погружением слоев при углах наклона 0⁰ 09' - 0⁰17 '. Таким же крутым, как и по остальным горизонтам терригенного девона, остается западное крыло Южного купола, где углы падения слоев в районе Алтунино-Шунакского прогиба составляют около 3⁰. Размеры месторождения по пашийским отложениям в пределах внешнего контура нефтеносности сотавляют в диаметре около 70 км с площадью более 4000 км². Анализ показывает, что структурные планы кровли кыновского горизонта (репер «аяксы») и пласта Д₀ практически полностью соответствуют структурному плану репер «верхний известняк».

По вышележащим структурно-тектоническим этажам рельеф месторождения характеризуется гораздо более сложным строением, что достаточно четко отражается на структурных планах карбонатных отложений турнейского яруса и терригенных-бобриковского горизонта.

Структурному плану среднекаменноугольных отложений присуща снивелированность локальных поднятий, сглаженность и плавность структурных форм при заметном уменьшении их размеров и амплитуд. Выделяются юго-западная часть месторождения, где по отложениям верейско-серпуховского возраста прослеживается крупная структура, контролируемая единой, вытянутой в направлении с юго-запада на северо-восток антиклинальной зоной поднятий-Шугуровско-Куакбашским валом, который постепенно выполаживается в юго-западном и северо-восточном направлениях. Восточное крыло несколько круче западного. В пределах этого вала в направлении с юго-запада на северо-восток выделяются четыре поднятия: Ойкинское, Шугуровское, Сортоводское и Куакбашское.

Из краткого анализа тектонического строения структурных этажей Ромашкинского месторождения можно сделать общий вывод о закономерном изменении и усложнении вверх по разрезу строения отложений и рельефа их структурных поверхностей, явно выраженным плановым несоответствием различных частей осадочной толщи. Одной из отличительных особенностей осадочного чехла месторождения является осложненность его сетью флексурообразных уступов или дислокаций различной длины, вызванных вертикальными подвижками блоков фундамента. Они объединились в структурные террасы, ограниченные флексурообразные дислокациями по нескольким структурно-тектоническим этажам, и имеют различные размеры. В пределах месторождения выделяются несколько структурных террас (Минибаевская, Альметьевская, Сулеевско-Поповская, Азнакаевская, Бугульминская и Сармановская), характеризуещихся относительно устойчивыми гипсометричными уровнями. Они различаются по строению осадочного чехла, его толщине, а так же и по глубинному строению кристаллического фундамента и осложнены большим количеством локальных поднятий.

тектонический месторождение гидрогеологический

3. Нефтегазоносность

Ромашкинское месторождение является типичным многопластовым месторождением платформенного типа с доказанной нефтеносностью и битуминосностью в широком диапазоне разреза осадочной толщи от живетских до казанских отложений. Нефтеносность разреза осадочной толщи была установлена в 22 горизонтах девона и карбона, из которых промышленные притоки получены из 18 горизонтов. Однако их промышленная значимость весьма различна. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона (пашийский и кыновский горизонты). Коллекторы пашийского (пласт Д₁) и тиманского (пласт Д₀) горизонтов образуют самую крупную многопластовую залежь сводового типа с площадью нефтеностности 4255 км² как следует из приложения В. Залежи турнейских отложений связаны с отдельными куполами и являются массивными. Наряду с пластовыми сводовыми распространены и литологические залежи. Все залежи объединены в 12 укрупненых залежей. В среднекаменноугольных отложениях наиболее крупная залежь (1,5х20 км) открыта в юго-западной части месторождения.

Из локально нефтеносных к наиболее значимым могут быть отнесены терригенные отложения живетского яруса и карбонатные породы семилукского, петинского горизонтов франского яруса, елецкого горизонта, заволжского надгоризонта фаменского яруса, а также упинского, малевского и алексинского горизонтов нижнего карбона.

На долю терригенного девона прихоходится 83,5% разведанных запасов. Следующим по промышленной значимости являются терригенные отложения нижнего карбона, содержащие 9,6% разведанных запасов месторождения. В карбонатных отложениях девона и карбона содержится 5,9% разведанных запасов месторождения. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхнетурнейского подъяруса нижнего карбона и верей-башкирские отложения среднего карбона, к которым приурочено 5,4% разведанных запасов. Остальные горизонты ввиду локальной нефтеносности и небольших размеров представляют меньший промышленный интерес. Всего на месторождении выявлена 421 залежь, из которых 41 в терригенных отложениях девона, 162 в терригенных отложениях карбона, 87 в карбонатных пластах верхнетурнейского подъяруса, 3 в среднем карбоне и 128 в других горизонтах.

На месторождении, как и в целом в пределах восточной части Татарстана с учетом характера нефтеносности и степени выдержанности коллекторов продуктивных отложений по разрезу и простиранию, изолированности их друг от друга выделяется семь нефтегазоносных и битумосодержащих комплексов: 1 - терригенной толщи девона; 2 -карбонатного девона и карбонатно-терригенного нижнего карбона; 3 - карбонатного нижнего и карбонатно-терригенного среднего карбона; 4 - карбонатного среднего и верхнего карбона, карбонатного нижней перми; 5 - терригенного уфимской толщи; 6-7 - терригенно-карбонатных толщ верхнеказанского подъяруса. На территории Ромашкинского многопластового месторождения основными нефтесодержащими комплексами являются нижние, а битумоносными - верхние комплексы.

Отложения пашийского горизонта (Д_I) и пласта Д₀ кыновского горизонта, из которых были получены наиболее значительные промышленные притоки нефти, слагают самую крупную залежь в разрезе осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Это многопластовая сводового типа залежь, структурно приуроченная к обширному пологому поднятию с наиболее приподнятыми участками в районе Миннибаевской и Абдрахмановской площадей и имеющая ряд самостоятельных структур, разделенных незначительными по амплитуде понижениями. Средняя отметка водо-неф- тяного контакта (ВНК) составляет по месторождению минус 1490м. От присводовых участков во все стороны наблюдается пологое погружение слоев к крыльям в основном с незначительными углами падения до отметок минус 1490 - минус 1500м. В центральной части месторождения нефтеносными являются все пласты горизонта Д_I, но к периферии их количество уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта как следует из приложения Г.

Отложения пласта Д₀ в основном нефтеносны в северо-западной и северной частях месторождения, а на остальной территории пласт представлен неколлектором. В целом рассмотренные отложения могут рассматриваться как части единой пашийско-кыновской залежи.

Основные промышленные скопления нефти верхнетурнейского подъяруса приурочены к отложениям кизеловского горизонта (пласт B_IV) в пределах относительно небольших по размеру локальных структур в основном третьего порядка. Нефтепроявления в черепетских отложениях отмечаются лишь на отдельных высокоприподнятых участках структур. Всего выявлено около 170 залежей, которые по своему строению относятся к массивному типу и контролируются куполовидными (в пределах Восточно-Сулеевской, Азнакаевской, Северо-Альметьевской террас) и брахиантиклинальными (в пределах Миннибаевской и Чишминской террас) поднятиями с амплитудой до 15-45м. Многочисленные залежи, как и бобриковские, объединены в 21 укрупненную по территориальному признаку НГДУ как следует из приложения Приложение Д. Размеры залежей в среднем небольшие (0,5 до 2 км), но ряд из них (201, 221, 224) отличается большими размерами (длина от 6 до 13 км, ширина от 3 до 7 км). При опробовании отдельных скважин по залежам были получены притоки от 0,05 до 35,6 т/сут. При изучении материалов геофизических исследований было определено положение ВНК в пределах залежей и установлено, что его поверхность погружается в северном направлении от абсолютной отметки минус 826 м до минус 900 м.

Анализ литолого-петрографических особенностей и коллекторской характеристики пород верхнетурнейского подъяруса показал, что для отложений Ромашкинского месторождения типичны следующие разновидности карбонатов: 1 - известняки комковатые, 2- известняки сгустково-детритовые, 3 - известняки шламово-детритовые, 4 - известняки фораминиферово-сгустковые, 5 - доломиты и доломитизированные известняки.

Эти типы отличаются друг от друга условиями осадконакопления, развитием и направленностью вторичных процессов, коллекторскими свойствами. Среди них по характеру нефтенасыщения выделяются нефтенасыщенные, слабо нефтенасыщенные, неравномерно нефтенасыщенные, насыщенные окисленной нефтью и светло-серые разности.

Комковатые известняки слагаются комками микрозернистого кальцита и крупным растительным, реже фаунистическим детритом. Размер комков варьирует от 0,1 до 0,8 мм, размер детрита - от 0,06 до 1 мм. Коллекторские свойства этой разности наиболее высокие. Пористость в среднем составляет 14,2%, проницаемость - 0,063 мкм², остаточная водонасыщенность - 26,4%. Структура порового пространства простая, напоминает структуру пор и каналов в песчаниках. Поры межформенные, крупные (0,45 мм), многочисленные, форма их чаще бывает изометрической. Система каналов хорошо разработана. Каналы относительно короткие и широкие (0,01- 0,15 мм). Пористость этой разности первична, но объем пор увеличивался процессами растворения - следы выщелачивания при большом увеличении видны на большей части крупных пор. Комковатые известняки интенсивно нефтенасыщены.

Сгустково-детритовые известняки являются наиболее распространенной разностью. Сложены они детритом, преимущественно водорослевым, сгустками и комками микрозернистого кальцита. Цементом этой разности служит первичный микрозернистый кальцит или кальцит вторичный, разнозернистый. Структура порового пространства сложная: поры межформенные, внутриформенные, каналы значительно извилистее, длиннее и более узкие, чем в комковатых известняках. Пористость в среднем равна 11,3%, проницаемость - 0,006 мкм², остаточная водонасыщенность - 38,7%.

Шламово-детритовые известняки имеют коллекторские свойства ниже кондиционных значений. Нефтенасыщение наблюдается в них редко в виде слабых пятен. Сложена эта разность водорослевым мелким детритом и шламом. Цемент обильный, представлен микрозернистым кальцитом, тип цементации базальный, порово-базальный. Глинистый материал присутствует в рассеянном состоянии в породе, его общее содержание в отдельных прослоях достигает 10%. Поры в шламово-детритовых известняках, в основном, очень мелкие (0,01-0,03 мм) межзерновые; поры размером до 0,1 мм встречаются редко, в основном они изолированные. Пористость этой разности - 7,8%, проницаемость - 0,0003 мкм², остаточное водонасыщение - 63%.

Фораминиферово-сгустковые известняки сильно кальцитизированные породы, сложенные сгустками, реже комками микрозернистого кальцита и раковинами фораминифер. Цемент базальный. Поры редкие, вторичные, расположены локально. Пористость фораминиферовосгустковых известняков равна 5%, проницаемость - 0,00005 мкм², остаточная водонасыщенность - 80%. Нефтенасыщение в этих разностях не встречено, все образцы светло-серые, очень плотные.

Доломиты и доломитизированные известняки в верхнетурнейском подъярусе встречаются очень редко, в виде единичных маломощных прослоев. Нефтенасыщение в них не отмечено. Пористость равна 6,6%, проницаемость - 0,00013 мкм².

Общая физико-литологическая характеристика коллекторов кизеловского горизонта по залежам может быть представлена следующим образом.

Кровельная часть турнейского яруса почти повсеместно представлена уплотненными породами (известняки шламово-детритовые и кальцитизированные фораминиферово-сгустковые). Коллекторские свойства ниже кондиционных: пористость равна 7%, проницаемость - 0,0003 мкм², остаточная водонасыщенность - 65%. Толщина кровельной части составляет 0,2-0,5 м и не превышает 1,5 м.

Основной объем кизеловского горизонта составляет пласт B_IV. В нем резко преобладают комковатые и сгустково-детритовые разности известняков. Шламово-детритовая разность составляет 15,8%, фораминиферово-сгустковая - 1,9%, доломиты - 0,1%. Шламово-детритовые известняки встречаются в виде тонких невыдержанных прослоек, фораминиферово-сгустковые - в виде единичных линз, стяжений. Пористость этого пласта в целом равна 11,9%, проницаемость - 0,029 мкм², остаточная водонасыщенность - 38,9%.

Пачка пород в подошве кизеловского горизонта (репер С-4) представлена шламово-детритовыми (45,4%) и сгустково-детритовыми (43,2%) известняками (в последних интенсивно нефтенасыщенных разностей не встречено). Около 10% объема составляют непроницаемые сильно кальцитизированные разности, 1,7% составляют известняки комковатые, которые в этой пачке пропитаны окисленной нефтью или слабо нефтенасыщенные. В единичных случаях встречаются водоносные комковатые известняки. В целом, пористость рассматриваемой пачки равна 8%, проницаемость - 0,001 мкм², остаточная водонасыщенность - 58%.

Для детального изучения строения кизеловских и черепетских отложений использовались данные скважин, в которых эти интервалы разрезабыли пройдены со 100% отбором керна большого диаметра. Наблюдаемое переслаивание карбонатных разностей толщиной от 10-20 см и до 1 м подтверждает значительную неоднородность разреза верхнетурнейского подъяруса, обусловленную главным образом седиментационными процессами. Установлено, что верхняя часть кизеловского горизонта имеет наилучшую коллекторскую характеристику и представлена переслаиванием сгустково-детритовых и комковатых известняков, с преобладанием последних. Кровля кизеловского горизонта и подстилающая пачка Rp C-4 состоят практически на 100% из шламово-детритовых известняков. Пласт BIII представлен в основном переслаиванием сгустково-детритовых и шламово-детритовых известняков. Существенно по интервалам меняется и проницаемость. Можно также отметить, что интенсивное нефтенасыщение встречается во всех комковатых известняках и в части сгустково-детритовых. Нефть отсутствует во всех фораминиферо-сгустковых и доломитизированных известняках.

Установлено, что в карбонатных породах в целом для верхнетурнейского подъяруса по емкостно-фильтрационным свойствам, с учетом их нефтенасыщенности, достаточно четко выделяются 4 группы коллекторов: I -высокопроницаемые, II - среднепроницаемые, III - слабопроницаемые, IV - неколлекторы. К I группе относятся известняки комковатые, интенсивно нефтенасыщенные. Ко II группе - известняки сгустково-детритовые, равномерно нефтенасыщенные.В III-ю группу включены сгустково-детритовые слабои неравномерно нефтенасыщенные известняки. Неколлекторами (IV группа ) являются не содержащие нефти плотные сгустково-детритовые разности, известняки шламово-детритовые и фораминиферово-сгустковые, доломиты.

В нефтенасыщенной части залежей отмечается преобладание высокопроницаемых коллекторов I группы с усредненной пористостью 14,2%, проницаемостью - 0,063 мкм², остаточной водонасыщенностью - 26,4%. В целом, в верхнетурнейских пластах Ромашкинского месторождения доля коллекторов высоко- и среднепроницаемых составляет 73%. Слабопроницаемые коллекторы (III группа) составляют 10% объема пластов; нефть в этих породах на данном этапе разработки не извлекается. Неколлекторы составляют 16,8%.

В объем высокоамплитудных залежей Ромашкинского месторождения входят отложения не только кизеловского горизонта, но и черепетского горизонта. Черепетские отложения представлены теми же структурно-генетическими разностями, что и кизеловские, но за счет некоторого уменьшения размеров породосоставляющих элементов, более обильного цемента в сгустково-детритовых разностях, коллекторские свойства их ниже. Коллекторские свойства отложений определялись как по керновым данным, так и по результатам геофизических исследований скважин. Проницаемость, определенная по керну, составила в среднем 0,030 мкм². Результаты определения пористости и проницаемости по достаточно представительной информации как по керну, так и по геофизике можно считать достаточно сопоставимыми. Средняя пористость составляет около 12,0% ( может достигать и 20,0%), а нефтенасыщенность - около 72,0% ( может достигать 90,0%). При подсчете запасов, на основе детального изучения различного вида зависимостей, были приняты следующие нижние кондиционные пределы параметров для пород-коллекторов: по пористости - 9,8%, по проницаемости - 0,0015 мкм² и по нефтенасыщенности-54,0%.

При изучении характеристик неоднородности отложений установлено, что доля коллекторов составляет в среднем около 50%, а о достаточно высокой степени неоднородности отложений по разрезу свидетельствует величина коэффициента расчлененности, которая может достигать по отдельным залежам 2-3 и более.

Промышленные скопления нефти в терригенных отложениях нижнего карбона приурочены к отложениям радаевского, бобриковского и нижней части тульского горизонтов. Наиболее распространены залежи в песчаниках радаевско-бобриковского и нижней части тульского горизонта. Всего выявлено около 100 залежей, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структур. Прерывистое строение и неоднородность пластов-коллекторов, обусловленные изменением литологофациального состава отложений, наряду со структурными факторами, обуславливают весьма сложную конфигурацию залежей в плане при наличии участков замещения в самых различных частях локальной структуры. Поэтому наряду с пластово-сводовыми залежами широко распространены и литологически осложненные залежи.

Многочисленные залежи (более 80) месторождения в настоящее время объединены в 37 укрупненных по принадлежности к территориям НГДУ как следует из приложения Е. Залежи характеризуются широким диапазоном по размерам (по длине от 2 до 35 км, по ширине от 1 до 21 км) и по высоте (от 3 до 47 м).

Самыми крупными из них являются залежи 1, 5, 8, 12 и 31. Покрышкой для залежей служит глинисто-карбонатная толща тульского горизонта мощностью 8-12 м. Продуктивные пласты подстилаются непроницаемыми породами елховского горизонта, имеющих мощность от 1,8 до 4,0 м. Анализ данных по скважинам, вскрывшим ВНК в залежах бобриковских отложений, указывает на наличие регионального погружения его поверхности с юго-запада на север и восток от отметки минус 823 м до минус 946 м. Дебиты скважин в среднем составляют 15 т/сут.

Продуктивные горизонты осадочной толщи Ромашкинского месторождения характеризуются значительным разнообразием особенностей залегания по площади и разрезу, а также литолого-петрографическому составу, коллекторским и фильтрационным свойствам и насыщенности слагающих пород как показано в таблице 1.

Таблица 1-Характеристика продуктивных отложений осадочной толщи Ромашкинского месторождения

	Горизонты, ярусы
Показатели	Живетский	Пашийский	Кыновский	Данковолебедян.	Заволжский	Турнейский	Бобриковский	Серпуховский	Башкирский	Верейский
Тип залежи	пл.-свод.	пл.-свод.	пл.-свод.	пл.-свод.	массивн.	массивн.	пл.-свод.	массивн.	массивн.-	пл.-свод.
				лит.ослож.			лит.ослож.		пласт.
Тип коллектора	терриген.	терриген.	терриген.	карбонат.	карбонат.	карбонат.	терриген.	карбонат.	карбонат.	карб.-тер.
Общая толщина, м	40	42	15	15	30	36	12	40	25	15
Нефтенасыщенная толщина,м	3,9	8,9	3,2	5	5,3	4,3	3,5	5,6	4,5	1,7
Средняя пористость, д.ед.	0,187	0,189	0,184	0,077	0,065	0,117	0,219	0,159	0,133	0,123
Средняя проницаемость, мкм2	0,6	0,527	0,54	0,032	0,001	0,03	0,867	0,065	0,086	0,035
Нефтенасыщенность, д.ед.	0,82	0,807	0,8	0,708	0,468	0,72	0,792	0,79	0,76	0,7
Коэффициент песчанистости, д.ед.	0,5	0,56	0,35	0,52	0,43	0,5	0,6	0,44	0,25	0,43
Коэффициент расчлененности, д.ед.	2,5	4	1,3	2,1	2,4	3	1,3	3,4	4,1	1,4
Пластовая температура, оС	40	40	40	35	35	25	25	23	23	23
Абсолютная отметка ВНК, м	-1550	-1490	-1440	-1060	-1000	826-900	836-939	-543	-530	-520

Необходимо отметить наряду с общей характеристикой этих горизонтов, наиболее детально рассмотрены особенности геологического строения пашийско-кыновских отложений.

В наибольшей степени изученными являются основные эксплуатационные объекты Ромашкинского месторождения, приуроченные к продуктивным терригенным отложениям пашийского горизонта (Д_I) и пласта Д₀ кыновского горизонта. Пашийский горизонт (Д_I) является многопластовым объектом, представленным переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород. Характерной особенностью отложений пашийского горизонта в целом является частая смена песчано-алевритовых пород глинистыми разностями как по разрезу, так и по площади. За основные реперы, которые регионально выдержаны и используются для корреляции разрезов, приняты «глины» и «верхний известняк» . Нижняя граница горизонта проводится по кровле аргиллитовой пачки (репер «глины»), перекрывающей пласт Д_II . Верхняя граница проводится по подошве карбонатной пачки (репер «верхний известняк»). Кроме того, для более уверенного разделения горизонта на верхне- и нижнепашийские пачки, был выделен дополнительный репер «аргиллит», залегающий над кровлей пласта «в». В целом использование этих хорошо выдержанных по площади реперов позволяет достаточно уверенно сопоставлять разрезы горизонта Д_I по скважинам, расположенным на различных участках месторождения. Для этой цели успешно используются сводно-статистические разрезы. В настоящее время на месторождении принята схема с выделением в пределах горизонта Д_I 4 пластов верхнепашийской (пласты «а», «б₁», «б₂», «б₃») и 4 пластов нижнепашийской (пласты «в», «г₁», «г₂₊₃» и «д») пачек, которые отличаются по характеру залегания по площади и разрезу. В целом площадным строением отличаются пласты пачки «г» на всей территории месторождения, «а» - на севере и северо-востоке, «в» - на западе месторождения. Для других пластов горизонта линзовидность, полосчатость (преимущественно меридионального направления) является преобладающей.

В интервале пласта «а», толщина которого достигает 5-6 м, может выделяться до двух-трех прослоев. Наибольшее количество слияний с нижележащим пластов «б» наблюдается в пределах Азнакаевских площадей. По характеру распространения пласта «а» выделяются две зоны: северо-восточная с площадным распространением и наибольшей мощностью коллекторов и юго-западную, где коллекторы имеют полосообразное и линзообразное строение.

В пределах зонального интервала «б» выделяется три прослоя, индексируемые как пласты «б₁», «б₂», «б₃» и наиболее развитые на Азнакаевской площади. Наиболее частыми являются слияния пластов «б₁» и «б₂». Толщина прослоев в основном равна 2-3 м, а при их слиянии достигает 10-12 м.

Пласт «в» выделяется в виде прослоя песчано-алевритовых пород толщиной 3-4 м, залегая между прослоями аргиллитов, верхний из которых является дополнительным репером. Наибольшее площадное распространение пласт имеет на Миннибаевской площади, а на других участках месторождения преобладают полосообразные и линзовидные формы залегания.

В пределах зонального интервала пласта «г» выделяются прослои толщиной 4-6 м, но более характерны многочисленные их слияния и тогда толщина коллектора может достигать 10-12 м. Как уже отмечалось, в основном пласт имеет площадное распространение коллекторов.

Пласт «д» является самым нижним из пластов горизонта. Он представлен в основном одним прослоем толщиной 1-6 м и залегает между довольно выдержанными по площади аргиллитами муллинского горизонта и прослоем алеврито-глинистых пород, часто размытых, в результате чего пласт «д» сливается с вышележащим пластом «г». Площадное рапространение пласт имеет лишь на отдельных участках месторождения, а в целом для него характерна линзовидная и полосообразная форма залегания.

Следует отметить, что на отдельных участках месторождения гидродинамически связанными по разрезу могут быть три-четыре и более пластов горизонта ввиду наличия зон их слияния и в этом случае толщина коллектора может достигать 20-25м.

В целом изучение особенностей строения пластов горизонта Д_I указывает на наличие значительной геологической неоднородности отложений как по разрезу, так и по площади Ромашкинского месторождения. Об этом, например, свидетельствуют полученные с помощью АРМ «Лазурит» об изменении по площадям средних величин общей (от 28,2 до 46,3 м) и нефтенасыщенной (от 3,7 до 16,6 м) толщин, а также значений пористости (от 0,188 до 0,207), проницаемости (от 0,339 до 0,666 мкм²) и нефтенасыщенности (0,691 до 0,849), коэффициентов песчанистости (К_пес) - от 0,259 до 0,520 и расчлененности (К_р) - от 1,7 до 5,3. Естественно, что более широкий диапазон изменения рассматриваемых параметров наблюдается по отдельным пластам и группам коллекторов, критерии выделения которых рассмотрены ниже. Это подтверждается данными, приведенными по всем площадям Ромашкинского месторождения в таблице 2. Не рассматривая детально характер изменения всех приведенных в ней параметров, следует лишь подчеркнуть, что наиболее значительны различия между пластами и выделяемыми группами коллекторов по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, а также по толщине между пластами верхне- и нижнепашийской пачек горизонта Д_I.

Литологическая характеристика пластов-коллекторов пашийского горизонта для всех песчано-алевритовых пачек близка. Для них характерна мономинеральность. В обломочном материале преобладает кварц (около 90%) с небольшой примесью зерен полевых шпатов, чешуек мусковита и устойчивых минералов. Преобладающими среди аутигенных минералов являются вторичный кварц, пирит, кальцит, сидерит, доломит, реже - фосфорит, каолинит, хлорит, анатаз. В целом можно отметить несколько большую глинистость и повышенную карбонатность отложений верхнепашийского подгоризонта по сравнению с нижнепашийскими.

Таблица 2-Средние значения толщин, коллекторских свойств и параметров неоднородности отложений горизонта ДI по площадям Ромашкинского месторождения

№ п/п	Площади	Толщины, м	Коллекторские свойства	Показатели неоднородности
		общая	нефтена- сыщенная	Кп, д.ед.	Кпр, мкм2	Кн, д.ед.	Кпесч, д.ед.	Красч, д.ед.
1	Абдрахманов ская	40,8	16,6	0,203	0,63	0,84	0,542 / 0,520*	5,4 / 5,3*
2	Ю-Ромашкин ская	44,3	14	0,197	0,536	0,814	0,566 / 0,396	4,7 / 4,0
3	З-Ленино горская	42,5	8,2	0,194	0,502	0,799	0,560 / 0,488	3,8 / 3,1
4	Зай-Каратайская	46,3	8,8	0,196	0,501	0,789	0,475 / 0,276	3,9 / 3,3
5	Куакбашская	40,2	6,1	0,195	0,487	0,813	0,479 / 0,396	4,6 / 1,8
6	Миннибаевская	37,8	16,5	0,201	0,638	0,849	0,517 / 0,485	4,9 / 3,9
7	Альметьевская	35,7	10,8	0,193	0,44	0,812	0,532 / 0,407	4,7 / 4,0
8	С-Альметьев ская	34,3	10,8	0,197	0,593	0,816	0,554 / 0,409	4,8 / 3,3
9	Березовская	38,7	5,3	0,2	0,666	0,816	0,600 / 0,290	3,6 / 2,1
10	В-Сулеевская	32	8,5	0,198	0,518	0,776	0,530 / 0,486	3,8 / 3,2
11	Алькеевская	31,8	7,3	0,203	0,61	0,814	0,571 / 0,318	4,0 / 2,2
12	Чишминская	34,8	5	0,2	0,555	0,828	0,556 / 0,464	3,4 / 1,6
13	Ташлиярская	33,3	6,4	0,207	0,628	0,834	0,588 / 0,459	3,5 / 1,5
14	Сармановская	31,6	3,7	0,2	0,491	0,779	0,582 / 0,840	3,4 / 1,2
15	С-Азнакаевская	34	6,9	0,209	0,631	0,833	0,593 / 0,443	3,5 / 1,6
16	Ц-Азнакаевская	31,8	11,6	0,203	0,548	0,819	0,572 / 0,468	4,0 / 1,8
17	Ю-Азнакаевская	29,2	9,2	0,199	0,478	0,818	0,565 / 0,438	3,6 / 1,6
18	Карамалинская	28,1	9,4	0,196	0,472	0,802	0,669 / 0,446	2,6 / 1,7
19	Павловская	39,4	13,9	0,195	0,463	0,798	0,572 / 0,470	4,8 / 4,0
20	Зеленогорская	37,4	9,9	0,199	0,51	0,785	0,557 / 0,425	4,4 / 3,5
21	В-Лениногорская	33,8	8,1	0,2	0,537	0,793	0,545 / 0,422	4,4 / 3,2
22	Холмовская	33,9	4,7	0,188	0,359	0,788	0,553 / 0,482	3,8 / 1,7
23	Южная	28,2	4,7	0,188	0,339	0,691	0,434 / 0,259	3,7 / 1,7
В среднем по месторождению	35,6	9.0	0,198	0,528	0,805	0,543 / 0,412	4,1 / 3,3

* - в целом по горизонту / по продуктивной части

Разделы между пластами горизонта Д_I со средней толщиной 2-3 м слагаются в основном глинисто-алевролитовыми, алеврито-глинистыми и аргиллито-алевритовыми породами темно-серой, серой и зеленовато-серой окраски, иногда с прослоями буровато-серого, глинистого, мелкозернистого доломита.

Отложения пласта Д₀ кыновского горизонта вскрыты в его средней части и по разрезу ограничены глинистыми породами. Пласт сложен песчано-алевролитовыми породами, во многих случаях он монолитен, имеет толщину 2-4 м, но может быть расчленен на 1-2 прослоя. Нефтенасыщенные коллекторы наиболее развиты на севере, северо-западе и западе месторождения, где пласт представлен различными по продуктивности группами коллекторов, среди которых значительное место занимают высоко...