К оглавлению	УДК 622.553.982 (471.52)
	Г.П. Ованесов, Э.М. Халимов, М.С. Сайфуллин

СОСТОЯНИЕ И ПУТИ УЛУЧШЕНИЯ РАЗРАБОТКИ АРЛАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В порядке обсуждения.

В Башкирии в ближайшие десять лет добыча нефти и газа будет увеличиваться преимущественно за счет ввода в разработку нефтяных месторождений угленосной толщи нижнего карбона на северо-западе республики. За восемь лет, прошедших с момента открытия первого в этом районе Арланского нефтяного месторождения, здесь проведен большой объем геолого-поисковых и геологоразведочных работ и выявлена обширная Арлано-Дюртюлинская тектоническая зона. В пределах этой зоны выявлены Уртаульское, Ново-Хазинское, Юсуповское, Николо-Березовское и другие поднятия, к которым приурочены крупные залежи нефти (рис. 1).

В этом районе предусматривается бурный рост добычи нефти.

Несколько лет назад в указанном районе начата разработка Арланского нефтяного месторождения. Четырехлетний опыт работы показал, что условия эксплуатации этой залежи значительно сложнее девонских. Учитывая, что Арланское месторождение по геологическому строению, физико-химической характеристике нефтей и иным особенностям мало отличается от других нефтеносных площадей Арлано- Дюртюлинской зоны, можно ожидать, что аналогичные трудности встретятся и при разработке Ново-Хазинского, Николо-Березовского и других месторождений.

От преодоления возникших осложнений при разработке Арланского месторождения во многом зависит успех быстрого освоения нового нефтеносного района и выполнение намеченной программы по увеличению добычи нефти в республике. Поэтому изучение этих осложнений и выявление путей их преодоления являются актуальными задачами.

Рассматриваемая нефтеносная зона приурочена к Дюртюлинскому тектоническому валу Бирской седловины. Дюртюлинский вал, имеющий ширину 15-30 км, прослеживается на расстоянии более 90 км. Амплитуда его достигает 80-90 м. Крылья вала асимметричные. Северо-восточное крыло пологое с углами наклона 15-20', а юго-западное крутое с углами до 1°30'. Дюртюлинский вал осложнен тремя крупными структурами: Арланской, Ново-Хазинской и Вятской. Они в свою очередь несут более мелкие поднятия, имеющие различные размеры и амплитуду. Все структуры Дюртюлинского вала являются ловушками для нефти и охватываются единым контуром нефтеносности. Арланское месторождение приурочено к одноименному поднятию, расположенному примерно в центральной части нефтеносной зоны.

На Арланском месторождении основной продуктивный горизонт - угленосная толща. В ней выделяется шесть песчаных продуктивных пластов, сгруппированных в два самостоятельных объекта разработки: верхний (I, II, III, IV и V пласты) и нижний (VI пласт). Мощность и коллекторские свойства пластов (рис. 2) не выдержаны по площади. На некоторых участках песчаные пласты расчленяются на несколько прослоев, уменьшаются в мощности, выклиниваются или замещаются непроницаемыми породами (рис. 3). Зоны развития песчаников отдельных пластов не совпадают в плане.

По литологической характеристике верхние пять пластов сходны и представлены кварцевыми песчаниками. Зерна кварца угловатые полуокатанные размером 0,06-0,32 мм. Нижний пласт представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, плохо отсортированными. Размеры зерен кварца колеблются от 0,08 до 0,45 мм.

Залежи нефти всех шести пластов имеют общий водо-нефтяной контакт. Поэтому всю угленосную толщу Арланского месторождения следует рассматривать как единый гидродинамический резервуар.

Поверхность водо-нефтяного контакта под небольшим углом наклонена на северо-запад. Отметки ВНК в пределах собственно Арланской площади меняются от -1189 м на северо-западе до -1176 на юго-востоке.

Нефть Арланского месторождения, как и другие нефти угленосной толщи Башкирии, высокосернистая и смолистая (в пластовых условиях - удельный вес 0,874, вязкость 20 спз; в поверхностных условиях - удельный вес 0,896, вязкость 68,7 спз, содержание серы 3,26% и смолы 15,1%). Пластовая вода высокоминерализованная, хлоркальциевого типа. Ее свойства и состав следующие. Удельный вес 1,17, вязкость 1,2 спз, отношение Сl-Na/Mg = 2,5-3. Содержание (в мг-экв/100 г): Сl' - 363; SO₄" - 1,12; НСО₃' - 0,13; Са" - 46; Mg" - 19; К + Na - 299.

Начальное пластовое давление на отметке ВНК составляло 140 am.

Давление насыщения нефти газом изменяется от 94 am на своде залежи до 54 am в периферийной части. Газовый фактор нефти не превышает 24 м/т. Состав попутного газа (в %): метан 8,7; этан 9,0; пропан 22,2; бутан 13,8; пентан и выше 7,5; углекислота 1,3; азот 37,5. Удельный вес (по воздуху) 1,158.

Разбуривание и разработка Арланского месторождения осуществляются по принципиальной схеме, составленной УфНИИ в 1958 г. В утвержденном к внедрению варианте схемы разработки предусмотрена раздельная эксплуатация нижней и верхней пачек. Каждую пачку должны бурить по самостоятельной сетке скважин с плотностью 48 га на 1 скважину. На участках, где развита только одна пачка, предложено бурить скважины по сетке 30 га. Всего намечено пробурить 560 эксплуатационных скважин. Поддержание пластового давления проектируется осуществить путем нагнетания воды. По нижней продуктивной пачке проводят законтурное заводнение, а по верхней, учитывая большие размеры залежи, - законтурное в сочетании с внутриконтурным. Предусмотрена раздельная закачка воды, в каждую продуктивную пачку, для чего намочено пробурить 118 нагнетательных скважин. Для достижения проектной добычи нефти намечен перепад давлений между линией нагнетания и зоной отбора - по нижней продуктивной пачке 70 ат, а по верхней пачке 90 ат.

В связи с низким газовым фактором и низкими буферными давлениями эксплуатация скважин должна быть осуществлена преимущественно механизированным способом.

Принципиальная схема разработки предусматривает темпы отбора нефти, не превышающие 2,4% от извлекаемых запасов. Поэтому проектный срок извлечения промышленных запасов превышает сроки разработки девонских залежей.

Предполагается, что коэффициент конечной нефтеотдачи достигнет 0,55.

Разбуривание месторождений начато в 1958 г. К началу 1963 г. пробурено 346 скважин, из которых 296 эксплуатационных, в том числе 262 действующих. Из числа скважин, дающих нефть, в 122 эксплуатируется преимущественно верхняя пачка, а в 140 - нижняя.

Закачка воды начата в 1959 г. В январе 1962 г. расход воды достиг 8100 м³/сутки. Действует 24 скважины, из которых 11 - на нижнюю пачку с суточным расходом воды 5400 м³, а 13 - на верхнюю с расходом 2700 м³.

Темп отбора нефти составляет 1,21% от балансовых и 2,32% от извлекаемых запасов. Отбор жидкости на 75% компенсируется закачкой (без учета оттока). Всего закачано воды 2854 тыс. м³, что по объему равно 46% отобранной из пласта жидкости. Большая часть фонда скважин (около 94%) работает механизированным способом. Глубиннонасосные скважины дают 82% всей добычи нефти. Третья часть фонда (92 скважины) работает с водой. К январю 1963 г. содержание воды в продукции возросло до 18,2%.

Из общего числа скважин, работающих преимущественно с нижней пачки, нефть с водой дают 68% скважин, а добываемая продукция обводнена до 25,7%. В то же время 9% скважин, работающих преимущественно с верхней пачки, дают нефть с водой. Содержание воды в продукции из верхней пачки составляет всего лишь 0,37%, т.е. из верхней пачки добывается практически безводная нефть.

Темп отбора из нижней пачки составляет 2,18% от балансовых и 3,86% от извлекаемых запасов, а из верхней - он равен соответственно 0,66 и 1,2%. Пластовое давление в январе 1963 г. в нижней пачке составило 120,8 ат. Из этой пачки отобрано 8% от начальных извлекаемых запасов. В верхней пачке пластовое давление снизилось до 98,5 ат при отборе 1,64% начальных извлекаемых запасов.

В связи с такой неравномерной выработкой по отдельным объектам и с быстрым продвижением пластовой воды по нижней пачке намечены и частично осуществлены мероприятия по перераспределению закачиваемой воды по пачкам. В начале 1962 г. вода в объеме 3000 м³ закачивалась в нижнюю пачку. За первый квартал 1962 г. закачка в нее увеличилась до 10 000 м³. Начиная со второго квартала, проводятся мероприятия по перераспределению закачки воды. В течение года проведено сокращение объема закачки воды в нижнюю пачку до 5400 м³. Одновременно усилена закачка в верхнюю пачку. В конце 1962 г. объем нагнетания воды в нее доведен до 2700 м³ /cyтки, что на 95% компенсирует текущий отбор нефти.

Расхождение расчетных и фактических данных объясняется рядом причин.

1. Не достигнуты перепады давлений, предусмотренные схемой разработки. Фактические перепады и дебиты скважин более чем вдвое ниже проектных. Это связано главным образом с отсутствием на промыслах высокопроизводительного оборудования, при помощи которого можно было бы создать большие перепады на забое скважин.

Запас энергии в продуктивных пластах позволяет увеличить перепад и соответственно дебиты скважин.

В нижней пачке благодаря активному напору контурной воды и продолжительной закачке имеется значительный запас пластового давления. К началу 1963 г., когда в нее было закачано 2575 тыс. м³ воды, что компенсирует отбор на 66 %, давление в ней упало на 20 ат в сравнении с начальным, т.е. сохраняется запас в 55-60 ат.

Кроме того, низкие перепады происходят потому, что давления на линиях нагнетания не достигли проектного уровня из-за недостаточного объема закачиваемой воды и небольшого числа нагнетательных скважин. Фактические темпы ввода скважин под нагнетание ниже запроектированных в связи с отставанием строительства объектов заводнения: кустовых насосных станций, магистральных и разводящих водоводов, линий электропередач и других.

2. Содержание воды в продукции выше расчетного по следующим причинам.

Во-первых, размеры водоплавающих частей залежи оказались значительно большими, чем это предполагалось в принципиальной схеме. Первый ряд эксплуатационных скважин был заложен на расстоянии одного километра от внешнего контура нефтеносности. Фактически же контур оказался в непосредственной близости от скважин. Поэтому вода к забоям скважин подошла значительно раньше.

Во-вторых, высокое содержание воды обусловлено влиянием неоднородности пластов на процесс движения нефти и воды. В условиях резкой неоднородности по мощности продуктивных пластов и значительной разницы в вязкостях нефти и воды на Арланском месторождении наблюдается опережающее продвижение воды по более проницаемым прослоям пластов. В большинстве скважин, в которых под фильтром объединено несколько пластов, выработка нефти и продвижение воды идет по VI пласту, имеющему большую проницаемость и неоднородное строение.

Быстрому продвижению пластовой воды по нижней пачке способствует активный напор контурных вод. Широкое площадное развитие нижней пачки и высокие коллекторские свойства VI пласта способствуют хорошей гидродинамической связи законтурной области с зоной отбора. Активность контурных вод Арланского месторождения подтверждается низким темпом падения пластового давления. К середине 1962 г. давление в нижней пачке снизилось относительно начального всего на 8 ат, хотя из нее было отобрано около 3 млн. т нефти, при 50% компенсации отбора из пласта закачкой воды. В аналогичных условиях для других залежей снижение составляет десятки атмосфер (см. таблицу). В некоторых залежах (Серафимовская Д_I, Туймазинская Д_II) к тому времени, когда добыча из пласта была наполовину компенсирована закачкой, давление упало почти на 50 ат. В таблице для сравнения выбраны залежи, которые сопоставимы с рассматриваемой залежью как по величине запасов, так и по условиям залегания и коллекторским свойствам пород. О том, что контурные воды Арланской площади обладают высоким напором, свидетельствует и отбор нефти на одну атмосферу падения пластового давления (см. таблицу). Для залежей нефти угленосной толщи Манчаровского месторождения, пласта Д_II Константиновского месторождения, пласта Д_I Серафимовского месторождения он в 6-9 раз меньше.

Значительное влияние на темпы обводнения оказала некачественная цементировка скважин. Применяемая технология бурения скважин и тампонажа скважин, разработанная для других районов, в сложных геологических условиях Арланского месторождения не обеспечивает надежной изоляции продуктивных пластов.

3.  Расхождение расчетных показателей с фактическими связано с изменением первоначальных представлений о геологическом строении месторождения и распределении запасов нефти по пластам и участкам площади. Нет необходимости подробно останавливаться на расшифровке этого положения. Напомним только, что именно на общих геологических представлениях базируются все технологические и экономические показатели расчетных схем. Естественно, изменение базиса ведет к изменению всех соответствующих показателей.

Остановимся лишь на некоторых последствиях несвоевременного учета вновь поступающей информации о строении нефтяного пласта и залежи, который на определенной стадии и приводит к значительным расхождениям расчетных и фактических данных.

Арланское месторождение введено в разработку по принципиальной схеме, составленной по материалам редкой сетки разведочных скважин. Несмотря на недостаточность исходных данных, в ней, как и в других подобных схемах, с излишней точностью указано число и местоположение эксплуатационных, внутриконтурных и законтурных нагнетательных скважин, выбраны объекты эксплуатации, установлены уровни добычи нефти и закачки воды по годам и другие показатели. В соответствии с утвержденным вариантом принципиальной схемы составлен проект обустройства промыслов и было начато промышленное строительство. Для осуществления принципиальной схемы было пробурено более 200 эксплуатационных и нагнетательных скважин, которые существенно уточнили геологическое строение месторождения.

В свете новых геологических данных рациональным представляется новое положение рядов эксплуатационных и нагнетательных скважин и их число. Так, например, в соответствии с новым представлением о местоположении прогибов между локальными поднятиями на Арланской площади пересмотрено и изменено направление и положение ряда внутриконтурных нагнетательных скважин. На Актанышбашевском участке Арланской площади первоначально предполагалось развитие одной пачки и проектировалось бурение разряженной сетки. Но бурением редкой сетки скважин выявлено, что строение этого участка не отличается от других участков площади, поэтому он также был разбурен по сетке скважин 48 га на каждую пачку (В настоящее время еще нет необходимых данных для суждения о правильности выбора сетки скважин (48 га на 1 скважину). Но судя по большой вязкости нефти, невыдержанному характеру продуктивного разреза и резкой изменчивости коллекторов по разрезу и площади, вероятно, что в будущем для достижения запроектированного коэффициента нефтеотдачи придется уплотнить сетку скважин.).

В соответствии с новым положением рядов эксплуатационных и нагнетательных скважин создалась необходимость срочно менять положение кустовых насосных станций, трасс нефте- и водопроводов и других коммуникаций, которые частично уже построены или строятся.

Кроме того, в результате бурения новых эксплуатационных и нагнетательных скважин, уточнены представления о распределении запасов по площади, характере изменения коллекторских свойств, нефтенасыщенности и мощности отдельных пластов и пачек, выявлены новые поля их развития; уточнено положение внутреннего и внешнего контуров нефтеносности. Получены новые материалы о закономерностях в распределении физико-химических свойств нефти и воды в пластовых условиях.

Таким образом, положенные в основу принципиальной схемы представления о строении месторождения изменились настолько, что для удовлетворения условий рациональной разработки необходимо пересмотреть и изменить некоторые положения принятой и осуществляемой схемы разработки.

Опыт разбуривания и разработки всех крупных месторождений Башкирии указывает на необходимость усовершенствования существенного порядка проектирования разработки нефтяных месторождений, который, как это видно на примере Арланского месторождения, в ряде случаев ведет к излишним затратам средств, потере времени и лишней работе по проектированию.

Несомненно, что двухстадийное проектирование, практикуемое в настоящее время, позволяет в значительной степени избежать возможные ошибки в выборе системы разработки месторождения, местоположении и числе скважин и др. Однако при высокой степени неоднородности строения пластов и больших размерах залежей нефти проектирования в две стадии недостаточно.

Экономически целесообразно, а технологически необходимо, чтобы коррективы в первоначальную схему вносились сразу же вслед за получением новых данных, меняющих прежние представления.

Для условий месторождений угленосной толщи северо-западной Башкирии, базируясь на опыте Арланского месторождения, можно предложить следующий порядок разбуривания.

После окончания промышленной разведки залежей необходимо составить принципиальную схему разработки, в которой должны быть обоснованы объекты разработки, решены задачи выбора плотности сетки и системы размещения эксплуатационных скважин, а также принципы поддержания пластового давления. В ней же следует наметить линии приконтурных и внутриконтурных нагнетательных скважин и первую (редкую) сетку эксплуатационных оценочных скважин. Уровни добычи нефти и закачки воды по объектам эксплуатации, обводненность продукции и другие технологические показатели должны быть рассчитаны в принципиальных схемах лишь условно и в дальнейшем должны быть пересмотрены.

По результатам бурения первых скважин по мере уточнения положения внешнего контура нефтеносности должны быть изменены линии приконтурных скважин (обычно эти изменения незначительны). В соответствии с новыми представлениями о строении продуктивных пластов в нефтеносной части залежи следует менять и положение внутриконтурных разрезающих рядов нагнетательных скважин. В процессе бурения первой редкой сетки эксплуатационных скважин, которая должна быть выбрана с расчетом возможного кратного ее уплотнения, уточняется строение продуктивных пластов на отдельных участках площади и в зависимости от вновь полученных данных для каждого участка площади решается вопрос целесообразности и степени сгущения сетки эксплуатационных скважин, а также выбор объектов разработки и системы скважин на каждый объект. Все эксплуатационные скважины должны буриться с полным вскрытием угленосной толщи независимо от того, на какую пачку они проводятся.

После окончания бурения основного фонда скважин необходимо пересчитать запасы нефти и составить проект последующей разработки месторождения. Последний должен содержать показатели добычи нефти и обводненности по годам, данные о режимах эксплуатации пластов и отдельных скважин, нормах отбора нефти из обводненных и безводных скважин, мероприятия по максимальному вовлечению в разработку всех продуктивных пластов. Проекты должны предусматривать применение мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов и экономическую оценку мероприятий. Особое внимание следует уделить определению оптимальных темпов отбора жидкости из обводненных скважин и технико-экономическому анализу стадии форсированного отбора жидкости. Проекты разработки нефтяных месторождений должны предусматривать форсированные темпы эксплуатации с учетом экономических показателей, мероприятий, повышающих темпы отбора (сгущение сетки скважин, форсированный отбор жидкости, снижение забойных давлений, повышение давлений нагнетания и др.).

Анализ геологопромыслового материала и текущего состояния разработки Арланского нефтяного месторождения позволяет сделать некоторые выводы.

1. На северо-западе Башкирии, где выявлены большие запасы нефти в залежах угленосной толщи, имеются реальные возможности для выполнения перспективных планов добычи нефти по республике.

2. Основные положения принципиальной схемы разработки месторождения, в том числе: метод поддержания пластового давления (законтурное в сочетании с внутриконтурным), принцип раздельной закачки в каждую пачку, способ механизированной добычи - оказались правильными.

3. Запроектированная система размещения нагнетательных скважин не охватывает полностью всех пластов и линз заводнением. Необходимо уточнить, а в ряде случаев в связи с новыми геологическими данными и состоянием разработки залежи изменить направление и местоположение разрезающих рядов. Для повышения эффективности закачки целесообразно увеличить общее число нагнетательных скважин и объемы закачки.

4. Основные трудности при разработке Арланского месторождения возникают из-за значительной неоднородности продуктивных пластов и повышенной вязкости нефти в пластовых условиях.

5. Применяемая конструкция эксплуатационных скважин затрудняет использование потенциальных возможностей пласта, так как для 5" обсадных колонн не разработано оборудование, рассчитанное на отбор больших объемов жидкости.

6. Первоначально принятое за минимально допустимое пластовое давление, по-видимому, не является критическим. Опыт эксплуатации скважин на Туймазинском и Шкаповском месторождениях и первые результаты на Арланском месторождении показывают на эффективность снижения забойного давления на 20-30% ниже давления насыщения.

7. Опыт закачки воды в верхнюю пачку показывает, что средняя приемистость скважин при давлениях нагнетания, близких к проектным, равна 200 м³/сутки. Планируется основную часть добычи (около 80%) получить за счет эксплуатации верхней пачки. Поэтому в нее предусматривается закачивать в 1965 г. около 44 000 м3/сутки. Следовательно, число нагнетательных скважин должно быть удвоено в сравнении с проектным. Наиболее целесообразно, по нашему мнению, дополнительные нагнетательные скважины пробурить как уплотняющие во внутриконтурных разрезающих рядах. В результате этого расстояние между скважинами на каждую продуктивную пачку составит 600 м (против 1200 м по схеме разработки).

Для улучшения системы разработки, увеличения текущей добычи нефти нам представляется необходимым осуществить на Арланском месторождении следующие мероприятия.

1. Повысить перепады давлений между зонами отбора и закачки в основном для верхней пачки, а для нижней пачки на участках низкой проницаемости коллекторов при помощи:

а) установки на скважинах высокопроизводительных глубинных насосов.

б) увеличения давления на линиях нагнетания. Для этого необходимо закончить освоение всех проектных нагнетательных скважин. Дополнительно пробурить уплотняющие скважины в разрезающих рядах. Освоить все скважины, расположенные в локальных прогибах внутри общего контура нефтеносности, в которых продуктивные пласты водоносны или нефтеводоносны.

2. Учитывая различные коллекторские свойства продуктивных пластов, осуществлять, как правило, раздельную закачку воды в каждый из продуктивных пластов. Совместную закачку в два или более пластов применять лишь в том случае, когда геолого-геофизическая характеристика объектов примерно одинакова.

3. Полностью завершить системы законтурного заводнения.

4. Принимая во внимание положительные результаты лабораторных опытов по улучшению отмывающих свойств воды при добавке поверхностно-активных веществ (ПАВ) и учитывая возможность значительного повышения нефтеотдачи при использовании ПАВ в условиях высоковязких нефтей Арлана, следует ускорить проведение опытно-промышленных работ с применением ПАВ на участке Арланского месторождения.

5. Усилить в научно-исследовательских организациях работы по анализу разработки месторождения для того, чтобы своевременно и оперативно вносить необходимые коррективы в систему расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, распределение отбора и закачки по участкам и пластам и др.

6. Изменить конструкцию эксплуатационных скважин. Для большинства арланских скважин диаметр эксплуатационных колонн более рационален в 6", который позволяет применить высокопроизводительное насосное оборудование.

СНХ РСФСР, НПУ Башнефть, НПУ Арланнефтъ

Таблица Соотношение пластовых давлений и отбора при 50% компенсации закачкой воды для некоторых месторождений Башкирии

Месторождение, пласт	Дата, когда отбор на 50 % компенсирован закачкой	Пластовое давление, ат		Величина снижения пластового давления, ат	Отбор, тыс. т/ат
		начальное	текущее
Серафимовское, пласт ДI	1/1V 1954 г.	172,0	125,4	46,6	43
Манчаровское, угленосная толща	1/1 1962 г.	138,5	111,6	26,9	53
Константиновское, пласт ДII	1/1 1955 г.	176,0	163,5	12,5	65
Туймазинское, пласт ДII	1/VII 1955г.	172,0	124,3	47,7	206
Шкаповское, пласт ДIV	1/IV 1960 г.	205,0	168,4	36,6	305
Арланское, нижняя пачка угленосной толщи	1/VII 1962 г.	140,0	131,9	8	375

Рис. 1. Структурная карта Арлано-Дюртюлинской зоны по кровле угленосной толщи.

1 - стратоизогипсы; 2 - контур нефтеносности; 3 - границы между месторождениями; 4-границы между площадями; 5 - линия профиля (АБВ). Месторождения; I - Арланское, II - Ново-Хазинское, III - Николо-Березовское. Площади: а - Ашитская, б - Нагаевская, в - Актанышбашевская, г - Уртаульская, д - Арланская, е - Сакловская, ж - Шариповская, з - Ново-Хазинская, и - Юсуповская, к - Иванаевская, л - Николо-Березовская, м - Касевская, и - Уразаевская, о - Акинеевская.

Рис. 2. Геологический профиль угленосной толщи нижнего карбона Арлано-Дюртюлинской зоны по линии АБВ.

1 - известняки; 2 - аргиллиты и алевролиты; 3 - песчаники; 4 - углисто-глинистые сланцы и каменные угли; 5 - промышленная нефтеносность; 6 - водо-нефтяной контакт.

Рис. 3. Сводный геолого-геофизический разрез угленосной толщи Арланского нефтяного месторождения.

1 - известняк; 2 - известняк глинистый; 3 - доломит; 4 - аргиллит; 5 - глина; 6 - аргиллит пиритизированный; 7 - аргиллит известковистый; 8 - алевролит; 9 - алевролит песчанистый; 10 - песчаник; 11-глинистый песчаник; 12- углистые породы, 14-промышленная нефтеносность; 15 - нефтепроявления.