книги / Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершенствованием составов буровых растворов, технологий и технических средств первичного и вторичного вскрытия продукт
..pdfТаблица 1 . 4 Химический состав пластовых вод Пермского Прикамья
Структурные |
|
|
Химическийсоставводы, ммоль/л |
|
|
|
Общая |
|||||||
|
Стратиграфия |
Анионы |
|
|
|
Катионы |
|
|
|
минера- |
||||
элементы |
|
|
– |
2− |
– |
Ca |
+2 |
Mg |
+2 |
Na |
+ |
+ K |
+ |
лизация, |
|
|
|
Cl |
SO4 |
HCO3 |
|
|
|
|
г/л |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Мячковский |
3782,29 |
9,17 |
2,98 |
484,44 |
237,41 |
2360,93 |
214,5 |
|||||
|
|
горизонт |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
134082,18 |
880,32 |
181,72 |
19377,6 |
5697,84 |
54301,39 |
|||||||
|
|
Башкирский |
3818,48 |
10,91 |
2,63 |
324,64 |
142,38 |
2908,96 |
219,8 |
|||||
|
|
ярус |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
135365,12 |
1046,88 |
160,43 |
12984,2 |
3417,12 |
66906,08 |
|||||||
|
|
Тулький |
4444,96 |
3,78 |
1,09 |
483,28 |
160,64 |
3157,06 |
253,9 |
|||||
|
|
горизонт |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
157573,83 |
362,88 |
66,49 |
19331,2 |
3976,56 |
72612,38 |
|||||||
|
|
Бобриковский |
4471,96 |
2,05 |
1,22 |
532,15 |
181,55 |
3048,9 |
|
254,6 |
||||
Башкирский |
|
горизонт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
158530,98 |
197,28 |
74,42 |
21286,0 |
4357,08 |
70147,7 |
||||||||
|
|
|||||||||||||
свод |
|
Турнейский |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4486,6 |
5,79 |
2,33 |
510,46 |
124,2 |
3131,22 |
256,4 |
|||||||
|
|
|||||||||||||
|
|
ярус |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
159051,39 |
556,32 |
142,13 |
20418,4 |
4180,7 |
72018,06 |
|||||||
|
|
Франский |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
4615,25 |
2,1 |
0,79 |
790,11 |
184,13 |
2661,75 |
261,4 |
||||||
|
|
ярус |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
163610,61 |
207,36 |
256,2 |
31604,6 |
4539,12 |
61220,25 |
|||||||
|
|
Верейский |
4200,81 |
5,50 |
3,1 |
535,03 |
213,33 |
2730,07 |
239,0 |
|||||
|
|
горизонт |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
148989,61 |
528,48 |
189,1 |
21401,2 |
5120,04 |
62791,61 |
|||||||
|
|
Башкирский |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
4462,33 |
5,71 |
2,22 |
471,23 |
200,72 |
3131,96 |
254,6 |
||||||
|
|
ярус |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
158189,6 |
548,64 |
135,42 |
18849,2 |
4818,6 |
72035,31 |
|||||||
|
|
Ясно- |
4553,17 |
4,69 |
1,83 |
468,33 |
159,89 |
3307,92 |
260,6 |
|||||
|
|
полянский |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
161409,88 |
449,76 |
111,63 |
18733,2 |
3837,48 |
76082,16 |
|||||||
Пермский |
|
надгоризонт |
|
|||||||||||
|
Турнейский |
4580,34 |
6,13 |
2,88 |
494,50 |
191,98 |
3222,92 |
261,6 |
||||||
|
||||||||||||||
свод |
|
ярус |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
162373,05 |
588,96 |
175,68 |
19780,2 |
4607,52 |
74127,16 |
||||||||
|
|
|
||||||||||||
|
|
Франский |
4640,24 |
3,46 |
0,29 |
504,6 |
143,4 |
3341,6 |
|
265,4 |
||||
|
|
ярус |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
164496,51 |
328,8 |
17,69 |
20184,0 |
3561,6 |
76856,8 |
|||||||
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по мере убывания идут катионы кальция (18,7–31,6 г/л), магния (3,5–5,5 г/л), анионы SO24− и НСО–3 (0,19–1 г/л и 0–0,25 г/л соответственно).
В целом подтверждена закономерность повышения минерализации пластовых вод с глубиной.
Наиболее агрессивными по отношению к буровым растворам являются катионы кальция и магния, концентрация которых весьма значитель-
21
21
на. Следовательно, при совершенствовании и создании буровых растворов и методов их химической обработки должны быть учтены два фактора: большое содержание в пластовой воде двухвалентных катионов и повышенная гидропроводность ряда водоносных горизонтов.
Нефтегазоносность, пластовые давления и влияние их на выбор состава и свойств бурового раствора
Промышленные залежи нефти установлены в живетском ярусе, пашийском и кыновском горизонтах франского яруса и турнейском ярусе девонской системы, яснополянском и серпуховском надгоризонтах визейского яруса, намюрском и башкирском ярусах, верейском и каширском горизонтах московского яруса каменноугольных отложений, в сакмарском и артинском ярусах пермских отложений. Плотность нефтей Пермского края изменяется в широких пределах: от 800 кг/м3 для легкой нефти и до 920 кг/м3 для тяжелых смолистых нефтей. Нефти северных и отдельных центральных месторождений Пермского края (например, Ординского) имеют плотность 800 кг/м3, большое содержание парафина – до 8 %, низкое содержание смол и асфальтенов – 4–5 %, реже до 8–10 %. Нефти центральных районов Пермского края характеризуются повышенной плотностью – до 870 кг/м3, значительным содержанием смол и асфальтенов – до 15 % и парафина – до 5 %, повышенным содержанием серы – до 1,5–3,0 %.
Нефти южных и юго-западных районов Пермского края имеют высокую плотность – до 920 кг/м3, большое содержание смол и асфальтенов – до 30 % и относительно низкое содержание парафина.
В нефтях Урало-Поволжья практически повсеместно содержится сера. Так, в нефтях всех продуктивных пластов Пермского края массовая доля серы составляет 1,15–3,02 % (табл. 1.5). Повышенное содержание серы в нефтях, а в ряде залежей и сероводорода, не позволяет производить вызов их притока путем аэрации ввиду возможности образования пирофорных соединений [5].
Газовые шапки нефтяных залежей установлены в яснополянском надгоризонте визейского яруса, намюрском и башкирском ярусах, верейском и каширском горизонтах московского яруса каменноугольных отложений и сакмарском ярусе пермских отложений.
Большинство структурных элементов Пермского Прикамья имеют в разрезе 3–5 нефтегазоносных залежей, приуроченных к различным глубинам с различными пластовыми давлениями. Первоначальные градиенты
22
Таблица 1 . 5
Данные о содержании серы в нефтяных месторождениях Пермского Прикамья
Месторождение |
Геологическийвозраст |
Интервал |
Массоваядоля |
|
залеганияпласта, |
||||
|
продуктивногопласта |
м |
серывнефти, % |
|
|
|
|
||
Гожано-Шагиртское |
C2Vr |
960–975 |
1,46 |
|
C1tl |
1355–1385 |
2,69 |
||
|
D3ps |
1900–1915 |
1,99 |
|
Баклановское |
С2b |
1276–1314 |
2,00 |
|
С1bb |
1679–1715 |
1,96 |
||
|
||||
Кокуйское |
С2b |
1232–1282 |
1,75 |
|
С1mln |
1533–1563 |
1,75 |
||
|
||||
Рассветное |
С2b |
1330–1350 |
3,85 |
|
C1tl |
1600–1630 |
3,14 |
||
|
||||
|
С2b |
1255–1271 |
2,40 |
|
Чураковское |
С1sr |
1558–1622 |
2,10 |
|
С1mln |
1622–1631 |
1,33 |
||
|
||||
|
C1t |
1631–1649 |
1,15 |
|
Куедино- |
С2b |
960–1050 |
3,02 |
|
Красноярское |
C1tl |
1365–1410 |
2,56 |
пластовых давлений по основным структурным элементам находятся в пределах 0,0115–0,0126 МПа/м (табл. 1.6). Альтитуды устьев скважин колеблются от 150 до 300 м. На некоторых месторождениях в 1984–1986 годах отмечено повышение пластовых давлений к концу разбуривания, что обусловлено проведением мероприятий по поддержанию пластового давления. Так, на Ольховском месторождении при проектной глубине 1840 м пластовое давление на отдельных скважинах достигало 22–26 МПа. Это определило необходимость применения утяжеленных буровых растворов. Следует отметить, что объем применения этих растворов не превышал 0,7 %.
В настоящее время основной объем эксплуатационного бурения по Пермскому краю приходится на месторождения и площади, на которых пластовое давление равняется гидростатическому или превышает его не более чем на 0,5 МПа.
Так, по 23 продуктивным пластам десяти месторождений Пермского края, на которых осуществлялся основной объем эксплуатационного бурения, плотность бурового раствора, обеспечивающая равновесие давления
23
23
Таблица 1 . 6
Текущие пластовые давления в продуктивных горизонтах по основным месторождениям Пермского Прикамья
Месторождение, |
|
Глубина |
Продуктивный |
залегания |
|
площадь |
горизонт |
продуктивного |
|
|
горизонта, м |
Баклановская |
C2Vr |
1240–1270 |
С2b |
1285–1315 |
|
|
C1tl + С1bb + С1mln |
1570–1650 |
|
C2Vr |
1150–1190 |
Гожано- |
С2b |
1190–1300 |
|
|
|
Шагиртское |
C1tl + С1bb + С1mln |
1500–1580 |
|
|
|
|
C1t |
1584–1610 |
|
C2Vr |
1220–1280 |
Кокуйское |
С2b |
1280–13330 |
С2nm |
1330–1360 |
|
|
C1tl + С1bb + С1mln |
1510–1630 |
|
|
|
Ножовская |
С2b |
1180–1220 |
C1tl + С1bb + С1mln |
1413–1513 |
|
|
C1t |
1571 |
Дуринская |
C1tl + С1bb + С1mln |
2100–2160 |
C2Vr |
1300–1380 |
|
|
С2b |
1380–1410 |
Маячная |
С2b |
1310–1350 |
Рассветовская |
C1tl + С1bb + С1mln |
1590–1603 |
Шеметинская |
C1tl + С1bb + С1mln |
1450–1550 |
Ольховская |
C1tl + С1bb + С1mln |
1815–1840 |
ВНК Градиент Пластовое (ГНК), пластового давление
мдавления, наВНК, МПа/м МПа
–1009 |
0,0123 |
12,4 |
|
–1048 |
0,0121 |
12,7 |
|
–1248 |
0,0121 |
15,1 |
|
|
|
|
|
–892 |
0,0126 |
11,3 |
|
|
|
|
|
–936 |
0,0126 |
11,8 |
|
|
|
|
|
–1292– |
0,0117– |
15,1–16,0 |
|
1321 |
0,0121 |
||
|
|||
|
|
|
|
–1325 |
0,0123 |
16,3 |
|
|
|
|
|
–1105 |
0,0117 |
12,9 |
|
–1106 |
0,0122 |
13,5 |
|
–1153 |
0,0117 |
13,5 |
|
–1410– |
0,0113– |
16,2 |
|
1425 |
0,0115 |
||
|
|||
–1060 |
0,012 |
12,7 |
|
|
|
|
|
–1350 |
0,0119 |
16,0 |
|
|
|
|
|
–1410 |
0,0117 |
16,5 |
|
|
|
|
|
–1981 |
0,001 |
20,0 |
|
|
|
|
|
–1087 |
0,0114 |
12,4 |
|
–1139 |
0,0114 |
13,0 |
|
–1058 |
0,0126 |
13,3 |
|
|
|
|
|
–1311 |
0,0121 |
15,8 |
|
|
|
|
|
– |
– |
13,7 |
|
|
|
|
|
– |
– |
18,3 |
«скважина – пласт», составляла 913–1094 кг/м3 (табл. 1.7), в том числе по 13 площадям находилось в пределах 913–1000 кг/м3, по 8 – в пределах 1000–1050 кг/м3 и по 2 – в пределах 1050–1150 кг/м3. Определены требуемые величины плотностей буровых растворов для этих площадей (см. табл. 1.7). Сравнение фактических и расчетных величин плотностей показало, что ранее применяемые буровые растворы имели практически повсеместно завышенные значения.
24
|
|
|
Таблица 1 . 7 |
|
Требуемые значения плотностей буровых растворов |
||||
|
по площадям Пермского края |
|
||
|
|
|
|
|
Месторождение, |
Продуктивный |
Плотностьбуровогораствора, кг/м3 |
||
обеспечивающая |
согласноЕТП |
|||
площадь |
горизонт |
равновесиедавления |
скоэффициентом |
|
|
|
«скважина– пласт» |
запаса1,05 |
|
Баклановская |
C2Vr |
988 |
1037 |
|
С2b |
976 |
1025 |
||
|
C1tl + С1bb + С1mln |
937 |
984 |
|
Гожано- |
C2Vr |
966 |
1014 |
|
С2b |
948 |
995 |
||
Шагиртское |
C1tl + С1bb + С1mln |
1010 |
1061 |
|
|
C1t |
1021 |
1072 |
|
|
C2Vr |
1032 |
1084 |
|
Кокуйское |
С2b |
1034 |
1086 |
|
С2nm |
1004 |
1054 |
||
|
||||
|
C1tl + С1bb + С1mln |
1032 |
1084 |
|
|
C2Vr |
925 |
971 |
|
Чураковское |
С2b |
928 |
974 |
|
C1tl + С1bb + С1mln |
946 |
993 |
||
|
||||
|
C1t |
962 |
1010 |
|
Ножовская |
С2b |
1058 |
1111 |
|
Ножовская |
C1tl + С1bb + С1mln |
1094 |
1149 |
|
Ножовская |
C1t |
1050 |
1103 |
|
Дуринская |
C1tl + С1bb + С1mln |
939 |
986 |
|
Маячная |
С2b |
1000 |
1050 |
|
Рассветовская |
C1tl + С1bb + С1mln |
990 |
1040 |
|
Шеметинская |
C1tl + С1bb + С1mln |
913 |
959 |
|
Ольховская |
C1tl + С1bb + С1mln |
1004 |
1054 |
Влияние состава и коллекторских свойств продуктивных горизонтов на выбор бурового раствора
В Пермском крае месторождения нефти и газа относятся к карбонатным и терригенным отложениям. К карбонатным отложениям приурочен 41 % балансовых запасов нефти, а к терригенным – 59 % [7].
Ниже рассматриваются коллекторские свойства нижне- и среднекаменноугольных отложений, к которым отнесено 37 % балансовых запасов нефти. Анализ выполнен с использованием данных [6] по пяти наиболее изученным месторождениям и представлен в табл. 1.8.
25
25
26
Таблица 1 . 8
Распределение структурных разностей пород и коллекторских свойств по разрезу нижне- и среднекаменноугольных отложений
|
|
|
|
|
|
Стратиграфия |
|
|
|
|
||
|
Месторождения |
Турнейскийярус |
|
Серпуховскийярус |
Башкирскийярус |
|||||||
|
|
|
|
Kпр, |
|
|
|
Kпр, |
|
|
Kпр, |
|
|
|
Структура |
Kп, % |
|
1 · 103 |
Структура |
Kп, % |
|
1 · 103 |
Структура |
Kп, % |
1 · 103 |
|
|
|
|
|
мкм2 |
|
|
|
мкм2 |
|
|
мкм2 |
|
1 |
2 |
3 |
|
4 |
5 |
6 |
|
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
Известняки: |
|
|
|
|
|
|
|
Известняки: |
|
|
|
|
– сгустковые |
0–21 |
|
1–774 |
|
|
|
|
– биоморфные |
4–22 |
0,1–130 |
|
|
– комковатые |
– |
|
– |
|
|
|
|
– детритовые |
– |
– |
|
Ножовское |
– детритовые |
2,6–12 |
|
0,1 |
– |
– |
|
– |
– сгустковые |
24 |
– |
|
|
– хемогенные |
0,9 |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– биоморфные |
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Доломиты |
– |
|
– |
|
|
|
|
Доломиты |
21 |
411 |
|
|
Известняки: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Павловское, |
– детритовые |
9,8–10,2 |
|
– |
– |
– |
|
– |
– |
– |
– |
|
Батырбайское |
– сгустковые |
0–13 |
|
7 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
– хемогенные |
0–6 |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Известняки: |
|
|
|
Известняки: |
|
|
|
Известняки: |
|
|
|
|
– сгустково-ком- |
0–6 |
|
0,1–1 |
– биоморфные |
0,9–14,2 |
|
– |
– биоморфные |
28 |
– |
|
Ярино- |
коватые |
|
|
|
– детритовые |
11,7 |
|
4,9 |
– детритовые |
18 |
– |
|
– детритовые |
0,4–0,1 |
|
0,1 |
– сгустковые |
6,2 |
|
– |
– сгустковые |
24 |
411 |
|
|
Каменноложское |
|
|
|||||||||
|
– хемогенные |
0–6 |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Доломиты |
– |
|
– |
Раковичные |
10 |
– |
||||
|
|
– биоморфные |
– |
|
– |
|
песчаники |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
26 |
|
Доломиты |
– |
|
– |
– |
– |
|
– |
– |
– |
– |
Окончание табл. 1 . 8
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
|
|
|
Известняки: |
|
|
Известняки: |
26 |
1560 |
|
|
|
|
|
– детритовые |
16,5 |
83,2 |
– биоморфные |
|||
|
|
|
|
19,6 |
144 |
|||||
|
|
|
|
– биоморфные |
17,6 |
391 |
– детритовые |
24 |
411 |
|
Осинское |
– |
– |
– |
– сгустковые |
19,6 |
383 |
– сгустковые |
|||
22 |
6,5 |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
– хемогенные |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Доломиты |
30 |
2250 |
Раковичные |
23 |
308 |
|
|
|
|
|
|
|
|
песчаники |
|
|
|
Примечание: Kп – коэффициент пористости; Kпр – коэффициент проницаемости. |
|
|
|
27 |
27 |
Наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают породы серпуховского надгоризонта (K = 30 %, Kпр = 2,2 мкм2). Коллекторские свойства терригенных отложений Пермского края наиболее полно изучены по тульскому и бобриковскому пластам яснополянского надгоризонта. Для получения их характеристик нами были обобщены результаты исследований коллекторских свойств яснополянского надгоризонта по 11 месторождениям, рассредоточенным по всему Пермскому Прикамью (табл. 1.9). При анализе были использованы материалы КО ВНИГНИ и ПермНИПИнефть. Коллекторы-песчаники и алевролиты в основной массе имеют глинистый цемент порового (пленочно-порового, контактово-порового) типа. В лучших коллекторах цемент скудный, и цементация нередко осуществляется за счет соприкосновения уплотнения и частичной регенерации кварцевых зерен.
Используя результаты П.П. Горбунова и В.А. Светлова по комплексному геохимико-минералогическому исследованию терригенных пород Пермского края, С.Д. Сумароков предложил схему распространения доминирующих глинистых минералов в нижне- и среднекаменноугольных отложениях Пермского края (рис. 1.2). В продуктивных горизонтах присутствуют все типы глин: гидрослюдистая, каолинитовая и монтмориллонитовая. Максимальное отрицательное влияние фильтрата на проницаемость пласта следует ожидать при наличии монтмориллового цемента.
Ниже на примере тульского горизонта Кокуйского месторождения рассмотрено влияние его строения на проектирование состава бурового раствора для первичного вскрытия. Тульский горизонт сложен песчаниками и алевролитами. Песчаники кварцевые, мелкозернистые; массовая доля мелкопесчаной фракции не превышает 77,3 %. Характерна алевролитовая примесь до 25,3 %. Песчаники сцементированы глинистым материалом типа гидрослюды или смешаннослойными образованиями с пиритом и углистым веществом, а также вторичным кварцем. Тип цемента чаще пле- ночно-поровый, иногда регенерационный.
Породы тульского горизонта обладают низкими коллекторскими свойствами, ихпористостьсоставляет13–16,5 %, проницаемость– 0,013–0,041 мкм2. Обменная емкость пород тульского горизонта, определенная по 10 образцам горных пород, отобранных из скважин № 119, 123, 161, 38, 40, 148, 2038, со- ставляет2,4–18,02 ммоль/100 гглины(табл. 1.10).
Изучена набухаемость образцов керна тульского горизонта в дистиллированной воде, фильтратах пресного глинистого раствора на основе калийсодержащих отходов и хлоркальциевого бурового раствора, а также
28
Таблица 1 . 9
Характеристика терригенных коллекторов Пермского края
29 |
29 |
Месторождение, |
Пласт |
Порода |
|
Цемент |
Порис- |
Проницае- |
Содержание |
|
площадь |
Тип |
Состав |
тость, % |
мость, |
частиц |
|||
|
|
1 · 103 мкм2 |
d < 0,01 мм, % |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
|
Песчаники |
|
Глинистый, известковистый, |
|
|
6,4 |
|
|
C1bb |
– |
глинисто-углистый |
15 |
301 |
|||
Васильевское |
|
Алевролиты |
|
– |
|
|
13,9 |
|
|
Песчаники |
|
Глинистый, известковистый, |
|
|
7,2 |
||
|
|
|
|
|
||||
|
C1tl |
– |
глинисто-углистый |
19 |
813 |
|||
|
|
Алевролиты |
|
– |
|
|
17,9 |
|
|
|
Песчаники |
Контактово- |
Углисто-глинистый, |
|
|
12,5 |
|
|
C1bb |
поровый, поровый |
глинистый |
14 |
110 |
|||
|
|
Алевролиты |
– |
Углисто-глинистый |
|
|
– |
|
Ольховкое |
|
|
Поровый, контак- |
Углисто-глинистый, |
|
|
|
|
|
Алевролиты |
тово-поровый, |
|
|
13,1 |
|||
|
|
глинистый |
|
|
||||
|
C1tl |
|
базальный |
13,2 |
26 |
|
||
|
|
|
|
|||||
|
|
Песчаники |
– |
Кварцево-кремниевые, |
|
|
12,3 |
|
|
|
сидеритовые |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
C1bb |
Песчаники |
– |
– |
17,9 |
468 |
5,4 |
|
Ярино- |
|
|
|
|||||
18 |
118 |
6,8 |
||||||
|
|
|
|
|||||
Каменноложское |
C1tl |
Песчаники |
– |
– |
18,6 |
348 |
4,4 |
|
|
18,5 |
610 |
4 |
|||||
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
Контактово-поро- |
Глинистый, углисто- |
|
|
|
|
Кузьминское |
C1bb |
Песчаники |
вый, упаковка |
глинистый, участками |
13 |
108 |
4,5–12,7 |
|
|
|
|
зерен, контакт |
известковый |
|
|
|
Продолжение таблицы 1 . 9
30 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
Алевролиты |
Контактово-поровый, |
Глинистый, |
– |
– |
10,2 |
|
|
|
|
|
упаковказерен |
углисто-глинистый |
|
|
|
|
|
|
|
Песчаники |
Поровый, пленочный, |
Глинистый, |
|
|
|
|
|
|
|
углисто-глинистый, |
|
|
9,4 |
||
|
|
|
C1bb |
|
участкамибазальный |
кальцитовый |
23 |
751 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
Ножовское |
|
Алевролиты |
Пленочный, |
Глинистый, |
|
|
19,9 |
|
|
|
пленочно-поровый |
углисто-глинистый |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
Песчаники |
Поровый, пленочный, уча- |
Глинистый, углисто- |
|
|
21,7 |
|
|
|
C1tl |
|
сткамибазальный |
глинистый, карбонатный |
13,2 |
– |
|
|
|
|
Алевролиты |
Порово-базальный |
Глинистый, |
25,5 |
|||
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
углисто-кальцитный |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C1bb |
Песчаники |
Поровый, контактово- |
Глинистый, |
12,7–17,9 |
4 |
16,6 |
|
|
|
|
поровый |
углисто-глинистый |
|
|||
|
|
Красноярское |
|
Алевролиты |
Тоже |
Глинистый, карбонатный |
|
|
– |
|
|
|
Алевролиты |
Поровый, пленочно- |
Глинистый, |
|
|
|
|
|
|
|
C1tl |
|
поровый, регенерационный |
углисто-глинистый |
13,5–20,5 |
22–262 |
– |
|
|
|
Песчаники |
Поровый, пленочно- |
Тоже |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
регенерационный |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C bb |
Песчаники |
– |
– |
10,7–21,5 |
0,1–540 |
9,1 |
|
|
Таныпское |
1 |
Алевролиты |
|
|
10–20,8 |
0,1–34 |
17,8 |
|
|
C tl |
Алевролиты |
– |
– |
10,5–28,6 |
1,5–858 |
14,8 |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
1 |
Песчаники |
|
|
113,6–16,5 |
5,2 |
16 |
|
|
|
|
Песчаники |
Пленочный, |
Глинистый, |
|
|
8,8 |
|
|
Павловское |
C1bb |
контактово-поровый |
углисто-глинистый |
19,9 |
– |
||
|
|
|
Алевролиты |
Тоже |
Тоже |
|
|
– |
|
|
|
|
C tl |
Алевролиты |
– |
– |
– |
– |
– |
|
30 |
|
Песчаники |
– |
– |
– |
– |
– |
|
|
|
1 |