Геологическая часть

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении месторождение расположено в Бугурусланском районе Оренбургской области в 13 м к северу от г. Бугуруслан. На площади месторождения населенных пунктов нет. За его пределами, в 0,8 км западнее границы участка месторождения, находится с. Турхановка, расположенное на правобережье одноименной речки; в 0,5 км восточнее – с. Гремячий Ключ, а севернее – в 1,0 км от северо-восточного угла участка месторождения – с. Мордовский Бугуруслан [1].

Промышленная эксплуатация месторождения осуществляется .

Ново-Кудринское месторождение находится в промышленно развитом районе с обширной сетью действующих нефтепроводов и газопроводов, соединяющих большое количество нефтепромыслов. Ближайшими по отношению к Ново-Кудринскому месторождению являются нефтяные месторождения: Саврушинское, Херсонское, Каменское, Карповское, Северо-Красноярское (Рисунок 1.2). К северу и северо-западу от Ново-Кудринского месторождения находятся Каменское и Саврушинское нефтяные месторождения, в 6 км западнее – Херсонское, в 10 км юго-западнее – Карповское, в 22 км северо-восточнее – Северо-Алакпаевское, а в 15 км юго-восточнее – Северо-Красноярское. Близлежащие месторождения связаны сетью межпромысловых коммуникаций.

1.2 Орогидрография

Гидрографическая сеть непосредственно на площади месторождения отсутствует. В 0,3-0,75 км западнее границы участка с севера на юг протекает речка Турхановка – правый приток реки Бол. Кинель, находящейся южнее 15-18 км. В 5,5 км восточнее границы участка месторождения также с севера на юг течет речка Бол. Бугурусланка – правый приток реки Мочегай, принадлежащей бассейну р. Бол. Кинеля. Речки небольшие, маловодные, шириной не более 20 м, глубиной до 1 м. Реки замерзают в конце ноября, вскрываются в начале апреля [1].

Участок месторождения расположен на правобережье р. Бол. Кинеля (водораздел речек Турхановка и Бол. Бугурусланка), в южных отрогах Бугульминско-Белебеевской возвышенности. Поверхность участка равномерно понижается от центра на запад.

1.3 Стратиграфия

Расчленение и описание разреза произведено согласно унифицированной стратиграфической схеме для Русской платформы,  принятой Межведомственным совещанием в  1988 году [2].

Каменноугольная система – С

Представлена нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел – С1

Включает турнейский, визейский  и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус – С1t

Нерасчлененные отложения яруса представлены известняками темно-серыми с коричневатым оттенком, органогенно-обломочными и кристаллическими, кавернозными, участками доломитизированными, нефтенасыщенными в кровельной части. В верхней части описываемого интервала выделяется продуктивный пласт Т1, в котором коллекторами служат кавернозно-пористые разности  известняков. Вскрытая толщина отложений яруса – 32-101 м.

Визейский ярус – С1v

Выделяется в составе бобриковского горизонта и окского надгоризонта.

Бобриковский горизонт – С1bb – сложен аргиллитами, алевролитами, песчаниками. Аргиллиты темно-серые и черные,  слюдистые, плотные, часто алевритистые. Алевролиты темно-серые и черные, кварцевые, неравномерно глинистые и песчанистые. Песчаники темно-серые и черные, кварцевые,  мелкозернистые. Пористые разности алевролитов и песчаников служат коллекторами пластов Б2/ и Б2//. С  кровлей горизонта связано отражение «У». Толщина образований горизонта – 7-20 м.

Окский надгоризонт подразделяется на тульский и нерасчлененные алексинский +  михайловский +  веневский горизонты.

Тульский горизонт – С1tl – сложен известняками темно-серыми, органогенно-детритовыми, массивными,  перекристаллизованными с прослоями мелкокристаллических доломитов. В кровельной части горизонта отмечаются прослои аргиллитов темно-серых, каолинитово-гидрослюдистых,  плотных,  крепких.  Толщина отложений горизонта – 22-27 м.

Верхняя нерасчлененная часть окского надгоризонта сложена известняками  серыми, преимущественно органогенно-обломочными, слабо глинистыми и доломитами тонкокристаллическими с включениями ангидрита. Толщина этих отложений – 175-195 м.

Серпуховский ярус – С1s

Отложения яруса представлены доломитами темно-серыми, буровато-серыми, тонкокристаллическими, плотными, крепкими  с подчиненными прослоями известняков серых и светло-серых, неравномерно перекристаллизованных,  иногда глинистых. Толщина этих отложений – 102-118 м.

Средний отдел – С2

Включает башкирский и московский ярусы.

Башкирский ярус – С2b -  сложен известняками светло-серыми, органогенно-обломочными, трещиноватыми, кавернозными и пористыми, в меньшей  мере доломитами. Толщина отложений яруса – 97-110 м. 

Московский ярус С2m – подразделяется на нижнемосковский (верейский, каширский) и верхнемосковский  (подольский, мячковский горизонты) подъярусы.

Верейский горизонт – C2mvr – сложен известняками с прослоями  аргиллитов. Известняки серые, органогенно-обломочные, глинистые. Аргиллиты зеленовато-серые,  гидрослюдистые, известковистые. Толщина отложений горизонта – 13-20 м.

Каширский горизонт С2mks – представлен известняками  серыми, кристаллическими и органогенно-обломочными с прослоями доломитов светло-серых, тонкокристаллических, в меньшей мере зеленовато-серых аргиллитов. Толщина этих отложений – 64-81 м.

Подольский горизонт С2mpd - сложен известняками серыми и светло-серыми, органогенно-обломочными,  пелитоморфными, нередко глинистыми, местами доломитизированными. Толщина отложений горизонта – 100-112 м.

Мячковский горизонт – С2mmc -  представлен известняками светло-серыми и серыми, мелкокристаллическими  с прослоями  доломитов. Толщина образований горизонта – 81-100 м.

Верхний отдел – С3

Отложения этого возраста представлены известняками серыми и светло-серыми, кристаллическими, органогенно-обломочными, доломитизированными до перехода в доломиты белые слабо известковистые. Толщина отложений этого  возраста – 137-157 м.

Пермская система – Р

Представлена в полном объеме и включает нижний (ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский) и верхний (уфимский, казанский, татарский ярусы) отделы.

Ассельский ярус – Р1ass – сложен известняками и доломитами светло-серыми до темно-серых, органогенно-обломочными, прослоями кавернозно-пористыми. Толщина отложений яруса – 50-60 м.

Сакмарский ярус – Р1sm – представлен карбонатно-сульфатными породами. Доломиты и известняки серые,  органогенно-детритовые и мелкокристаллические. Ангидриты кристаллические голубые и голубовато-серые, плотные, крепкие. Толщина отложений этого возраста – 146-163 м.

Артинский ярус – Р1art – сложен переслаиванием известняков и доломитов. Известняки светло-серые и серые, органогенно-обломочные, прослоями мелкокристаллические, иногда глинистые. Доломиты белые, светло-серые, кристаллические, плотные, крепкие, с прослоями  голубоватых ангидритов. Толщина отложений яруса – 113-127 м.

Кунгурский ярус – Р1kg – представлен плитчатыми мергелями и доломитами светло-серыми, пелитоморфными и тонкокристаллическими, кавернозными, участками загипсованными, иногда глинистыми. К кровле яруса приурочено отражение «Кн» (, 1978). Толщина отложений яруса – 30-44 м.

Уфимский ярус – Р2uf – сложен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, известняков  и доломитов, общей толщиной – 61-79 м.

Казанский ярус – Р2kz – подразделяется на калиновскую, гидрохимическую и переходную + сосновскую свиты.

Калиновская свита сложена глинами, в меньшей мере известняками, песчаниками, алевролитами и доломитами. Глины темно-серые и зеленовато-серые, известковистые. Известняки и доломиты  серые и темно-серые. Песчаники и алевролиты темно-желтовато-серые, мелкозернистые, полимиктовые. К кровле свиты приурочено отражение «Кл».  Общая  толщина  образований  этого возраста – 3-9 м.

Гидрохимическая свита представлена сульфатно-галогенными породами с примесью терригенно-карбонатного материала. Большая часть свиты  сложена каменной солью с пропластками ангидритов. Толщина отложений свиты – 47-60 м.

Переходная + сосновская свита – переслаивание доломитов, ангидритов, песчаников, алевролитов, глин, мергелей, толщиной – 78-111 м.

Татарский ярус – Р2t – сложен красноцветными песчано-глинистыми образованиями, с редкими прослоями мергелей, доломитов. Толщина этих отложений – 224-276м.

Четвертичная система – Q

Система представлена суглинками, глинами, песками, толщиной до 10 м.

1.4 Тектоника

Рассматриваемое Новокудринское месторождение нефти расположено в юго-восточной части Саврушинской площади и связано с одноименным локальным поднятием [2]. В региональном плане эта площадь по поверхности кристаллического фундамента соответствует северному борту Серноводско-Абдулинского авлакогена,  разделяющего Татарский (Пашкинский выступ) и Жигулевско-Оренбургский (Пилюгинский выступ) своды. Серноводско-Абдулинский авлакоген снивелирован отложениями бавлинской серии. По отложениям фаменского яруса описываемая площадь соответствует северной внешней бортовой зоне  Муханово-Ероховского прогиба, осложняющего Бузулускую впадину, структуру первого порядка, характеризующуюся региональным погружением  и фундамента,  и осадочного чехла в сторону Прикаспийской синеклизы.

На границе Серноводско-Абдулинской впадины (авлакогена) с  Оренбургским сводом в осадочном чехле выделяется крупный Большекинельский вал. К северу  от него на фоне моноклинального подъема нижнекаменноугольных отложений выделяются небольшие  по размерам и амплитуде локальные поднятия: Анлинское, Саврушинское, Херсонское, Новокудринское, Каменское, Северо-Красноярское. Непосредственно за пологим северным крылом Большекинельского вала  по кровле калиновской свиты прослеживается Северо-Большекинельский прогиб, обрамленный Анлинским, Саврушинским, Херсонским, Новокудринским, Каменским поднятиями, образующими Саврушинскую структурную зону.

Описание тектонического строения дается по результатам  бурения поисковых и эксплуатационных скважин, вскрывших  отложения турнейского яруса каменноугольной системы, и материалам сейсморазведки МОГТ, давшей представление о строении описываемой площади по отражающим горизонтам «У», «ДI» и «ДII».

По отражающему горизонту «ДII» наблюдается моноклинальное погружение поверхности  бавлинских отложений в юго-западном направлении от отметок «минус 2280 м» до «минус 2360 м». Новокудринскому месторождению  соответствует  локальное  поднятие, оконтуренное изогипсой «минус 2300 м» и имеющее субмеридиальное направление. Размеры его 0,6 х 1,5 км.

Структурная карта по кровле терригенного девона (пашийский горизонт) – отражающий горизонт «ДI» при незначительном изменении направления изогипс по сравнению с картой по отражающему горизонту «Д2» сохраняется положение локального поднятия, оконтуренного по изогипсе «минус 2080 м». Размеры его несколько уменьшились: 0,5 х 1,0 км.

По кровле бобриковского горизонта (отражающий горизонт «У») месторождению соответствует локальное поднятие, оконтуренное изогипсой «минус 1460 м». Оно  ориентировано в северо-восточном направлении, имеет размеры 0,5 – 1,0 х 1,5 км.

Структурные особенности Новокудринского месторождения, по нашему мнению более достоверные, нашли отражение на картах, построенных по данным поискового  и эксплуатационного бурения,  На структурных картах по кровле отложений турнейского яруса и бобриковского горизонта месторождение  контролируется локальным поднятием изометричной формы, слегка вытянутым в субмеридиональном направлении. Размеры поднятия по кровле бобриковского горизонта 2,0 х 2,2 км, амплитуда более 30 м, а по кровле турнейского яруса – 2,0 х 2,5 км, амплитуда 38 м.

1.5 Нефтегазоводоносность

Рассматриваемое Ново-Кудринское месторождение многопластовое. В его пределах по материалам ГИС, керну и результатам испытания (опробования) выделены и охарактеризованы продуктивные пласты: три в бобриковском горизонте (пласты Б0, Б2-1 и Б2-1/) и один в турнейском ярусе (пласт Т1). Пласты Б0 и Б2-1/ водоносны, а пласты Б2-1 и Т1 – промышленно нефтеносны [3].

Пласт Т1

Продуктивный пласт Т1 выделен в верхней, кровельной части турнейского яруса, непосредственно под плотными аргиллитами подошвенной части бобриковского горизонта. Сложен пласт известняками буровато-серыми, органогенно-обломочными, в различной степени пористыми и кавернозными, нефтенасыщенными, с запахом нефтяного газа. Пласт представляет собой серию проницаемых пропластков, разобщенных друг от друга плотными непроницаемыми разностями (перемычками). Толщины проницаемых пропластков, как правило, небольшие: 0,4-0,8 м, или немногим более метра (1,2-2,6 м). В некоторых случаях толщина проницаемых пропластков достигает 4 м и более. Такие толщины пропластков отмечены в скважинах №42 (4,2 и 5,6 м), №65 (5,4 м), № 000 (4,4 м), № 000 (7,2 м), № 000 (6,6 м), № 000 (10,2 м), № 000 (6,2 м), № 000 (7,0 и 7,8 м), № 000 (6,8 и 6,2 м). Плотные перемычки имеют толщины 0,2-0,6 м. Количество пропластков (до ВНК) в составе пласта изменяется по скважинам от 1 (№ 000) до 16 (№ 000). Общая толщина пласта (до ВНК) изменяется по скважинам от 7,9 м до 31,7 м, а общая нефтенасыщенная – от 6,0 м до 26,1. В скважинах №№65, 371, 377, 379, 380 пласт водонасыщен, в скважинах №№ 000, 376, 381, 390 – нефтенасыщен, в скважинах №№42, 366, 372, 373, 374 нижние 2-3 пропластка водонасыщенные, остальные – нефтенасыщенные. Для описываемой залежи ВНК принят на абсолютной отметке «минус 1495 м». Залежь массивного типа. При принятом ВНК размеры залежи составляют 1,5Ч2,2 км. Этаж нефтеносности 31,7 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта 10,64 м (в контуре лицензирования – 14,76 м).

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Нефть залежи пласта Т1 охарактеризована 8 глубинными пробами.

Согласно исследованиям плотность пластовой нефти составляет в среднем 0,8626 г/см3 (интервал изменения 0,8482 ч0,8823 г/см3); давление насыщения – 4,89 МПа (интервал изменения 3,20ч6,48 МПа); вязкость – 11,74 мПа*с (интервал изменения 7,07ч17,35 мПа*с) [3].

По результатам однократного разгазирования объемный коэффициент пластовой нефти составляет в среднем 1,058 доли ед. (интервал изменения 1,033ч1,080 доли ед.); газовый фактор – 23,72 м3/т (интервал изменения 15,23ч32,81 м3/т); плотность – 0,8626 г/см3 (интервал изменения 0,848ч0,882 г/см3).

По результатам анализа 19 поверхностных проб плотность нефти в поверхностных условиях составляет в среднем 0,897 г/см3 (интервал изменения 0,893ч0,905 г/см3); вязкость – 54,47 мПа*с (интервал изменения 36,60ч87,91 мПа*с). Температура застывания нефти составляет минус 15°С (интервал изменения от минус 5 до минус 35°С); температура начала кипения – плюс 64°С (интервал изменения 51ч80°С). При разгонке нефти выход легких фракций достигает 2-6% (до 100°С), 16-24% (до 200°С), 30-40% (до 300°С). В нефти также содержатся асфальтены (в среднем 4,29%), смолы силикагелевые (в среднем 18,7%), парафины (в среднем 6,14%), сера (в среднем 3,01%).

В 1989 году институтом «Гипровостокнефть» при уточнении параметров нефти и газа в условиях дифференциального разгазирования по залежи пласта Т1 были рекомендованы следующие параметры: плотность нефти – 0,8836 (0,884) г/см3; вязкость в пластовых условиях – 11,74 мПа*с; объемный коэффициент – 1,055 доли ед.; пересчетный – 0,948 доли ед.; давление насыщения – 5,6 МПа; газосодержание – 21,6 м3/т; содержание серы – 3,01% [10]. Эти значения параметров были приняты для подсчета запасов и для дальнейших расчетов [3].

Растворенный газ имеет относительную плотность 1,188 и характеризуется содержанием целевых компонентов: метан – 27,63, этан – 21,90, пропан – 21,62, бутаны – 10,47 мольн.%. Содержание углекислого газа – 0,35, сероводорода – 0,65, азота – 14,36 мольн.%.

1.7 Коллекторские свойства

Каждый из охарактеризованных выше продуктивных пластов Ново-Кудринского месторождения перекрыт породами, способствующими сохранению в их пределах нефтяных залежей. Породы-покрышки, как правило, представлены плотными, непроницаемыми разностями [4].

Для пласта Т1 покрышкой являются терригенные образования бобриковского горизонта – аргиллиты темно-серые, каолинитово-гидрослюдистые и перекрывающие их песчаники, алевролиты, аргиллиты, переслаивающиеся между собой.

Изучение свойств покрышек на месторождении не проводилось.

По данным керна нефтяная залежь пласта Т1 изучена по 66 определениям пористости и 24 определениям проницаемости.

Значение пористости по керну изменяется в интервале 0,070-0,189 доли ед., составляя в среднем 0,119 доли ед. По материалам ГИС значение пористости по 64 определениям изменяется от 0,070 доли ед. до 0,160 доли ед., средневзвешенное значение пористости составляет 0,117 доли ед. Для проектирования значение пористости принято по материалам «Пересчета запасов...» [2] на уровне 0,12 доли ед.

Значение проницаемости по керну изменяется в интервале от 0,0084 до 0,794, составляя в среднем – 0,120 мкм2. По ГИС проницаемость не определена, по результатам гидродинамических исследований скважины №42 проницаемость равна 0,260 мкм2. Для проектирования значение проницаемости принимается по гидродинамическим исследованиям на уровне 0,260 мкм2.

Значение нефтенасыщенности по 49-ти определениям изменяется в интервале 0,67-0,92 доли ед. Средневзвешенное значение нефтенасыщенности составляет 0,86 доли ед. Для проектирования значение нефтенасыщенности принято по материалам «Пересчета запасов...» [2] на уровне 0,86 доли ед.

Параметр подвижности нефти в пластовых условиях для залежи пласта Т1 равен 22,2*10-3 мкм2 / мПа·с, что значительно выше граничного значения (1,7·10-3 мкм2 / мПа·с).

Таблица 1.1

Сводная геолого-физическая характеристика

№ пп	Параметры	Объекты разработки
T1
1	Cредняя глубина залегания кровли, м	1701,2
2	Абсолютная отметка ВНК, м	-1495.00
3	Тип залежи	массивная
4	Тип коллектора	карбонатный
5	Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	1842
6	Средняя общая толщина, м	18,4
7	Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	14,76
8	Коэффициент песчанистости, единиц	0,86
9	Коэффициент расчлененности,  единиц	7,6
10	Средний коэффициент проницаемости, *10-3 мкм2	260
11	Средний коэффициент пористости, единиц	0.12
12	Средняя нефтенасыщенность пласта, единиц	0,860
13	Начальная пластовая температура, °С	35
14	Начальное пластовое давление, МПа	16,9
15	Давление насыщения нефти газом, МПа	5,6
16	Газосодержание нефти, м3/т	21,6
17	Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3	0,863
18	Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,884
19	Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс	11,74
20	Объемный коэффициент нефти, единиц	1,055
21	Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,17
22	Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,17
23	Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	1,34
24	Удельный коэффициент продуктивности, т/сут/МПа	8,6
25	Коэффициент вытеснениянефти водой, единиц	0,736

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Запасы нефти, в результате пересчета запасов в пределах лицензионного участка, составили по залежи пласта Т1 - 2353 тыс. т / 1235 тыс. т (геологические/извлекаемые).

Подсчет запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. проведен по пласту Т1.

Данные для расчета приведены в табл.1.2.

Таблица 1.2

Сводная таблица подсчетных параметров по палсту Т1

Параметры	Обозначения	Пласт Т1
Категория запасов		АВС1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	1843
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	14,76
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,86
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,948
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	γ	0,884
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,525
Газовый фактор, м3/т	g	21,6
Накопленная добыча нефти из пласта Т1, тыс. т на 01.01.2016г.	1227

Подсчет балансовых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ γ ∙ θ,  (1.1)

где Qбал – балансовые запасы нефти, тыс. т

F - площадь нефтеносности, тыс. мІ

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м

m - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц.

β - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.

γ - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в  поверхностных условиях, доли единиц

       Qбал =1843,0·14,76·0,12·0,860·0,884·0,948=2352,62 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 2352,62 · 0,525= 1235,13 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =1227,00 тыс. т

Qост. бал. = 2352,62 - 1227,0= 1125,62 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1235,13 - 1227,0=8,13 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 2352,62 · 21,60·=50816,59 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1235,13·21,60= 26678,81 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1227,00·21,60= 26503,20 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 1125,62 · 21,60 = 24313,39 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 8,13 · 21,60 = 175,61 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, млн. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлек.	Баланс	Извлек.	Баланс	Извлек.	Баланс	Извлек.
2353	1235	1126	8	508,2	26,7	24,3	0,2

Выводы

В административном отношении месторождение расположено в Бугурусланском районе Оренбургской области в 13 м к северу от г. Бугуруслан.

Гидрографическая сеть непосредственно на площади месторождения отсутствует.

Ново-Кудринское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Саврушинской площади и связано с одноименным локальным поднятием. Ново-Кудринское месторождение по количеству запасов нефти относится к мелким, по геологическому строению – к сложнопостроенным.

На месторождении пласты Б2-1 и Т1.

Продуктивный пласт Т1 выделен в верхней, кровельной части турнейского яруса, непосредственно под плотными аргиллитами подошвенной части бобриковского горизонта.

Нефть залежи пласта Т1 охарактеризована 8 глубинными пробами и 19 поверхностными.

В нефти содержатся асфальтены (в среднем 4,29%), смолы силикагелевые (в среднем 18,7%), парафины (в среднем 6,14%), сера (в среднем 3,01%).

Для пласта Т1 покрышкой являются терригенные образования бобриковского горизонта – аргиллиты темно-серые, каолинитово-гидрослюдистые и перекрывающие их песчаники, алевролиты, аргиллиты, переслаивающиеся между собой.

Геологические запасы нефти, подсчитанные объемным методам, составили 2353 тыс. т балансовые и 1235 тыс. т извлекаемые, что полностью соответствует запасам, чистящимся на государственном балансе .