Общие сведения о Самотлорском месторождении

Российский Государственный Университет Нефти и Газа

Имени И.М. Губкина

Факультет Разработки Нефтяных и Газовых Месторождений

кафедра разработки и эксплуатации

нефтяных месторождений

Отчёт

По ознакомительной практике

Выполнил:

Студент группы РН-10-04

Киосе Виталий

Москва 2011

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Общие сведения о Самотлорском месторождении

Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются –Аганское (с запада), Малочерногорское (с северо-востока), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах и Ватинского Егана, правых притоков реки Обь. Рельеф слабо пересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь 62кв. м), Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое, Калач, Проточное, Мысовое,Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Характеристика климатических факторов в районе приводится по данным метеостанции г.Нижневартовска.

Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет (–3С). Наиболее холодным месяцем года является февраль (-23С). Самым теплым - июль (+18).Абсолютный минимум температур (-60С) был зарегистрирован в январе,абсолютный максимум (+39С)- в июле.

По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество атмосферных осадков составляет 580 мм. Основная их часть (390мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь. Внутри этого периода наибольшее количество осадков (30%) годовой нормы приходится на июль и август. Снеговой покров появляется в октябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см, а на заселенных участках может достигать 120-160 см. Промерзание почв начинается в конце октября, и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает.

Населенные пункты непосредственно на территории месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты -г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие – расположены на берегу реки Оби в 35 и более км. От рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района – русские, ханты и манси.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, лесозаготовки, рыболовство и охота.

Основные производственно-технические базы ОАО «СНГ» расположены в г. Нижневартовске и г. Мегионе. В г. Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги Нижневартовск - Сургут- Тобольск- Тюмень. В настоящее время население Нижневартовска составляет 400 тыс. человек.

Перевозка оборудования и необходимых материалов осуществляется в основном железной дорогой и водным транспортом. Период навигации длится 5 месяцев (с конца мая до середины октября). Для перевозки срочных грузов используется воздушный транспорт.

1.2. Геолого - геофизическая изученность и история открытия

месторождения

Открытию многочисленных месторождений нефти и газа в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории.

Сравнительно планомерное изучение геологического строения началось в 1948 году. В этот период были выполнены следующие работы:

1. Аэромагнитная съемка масштаба 1:1000000

2. Аэрогравиметрическая съемка масштаба 1:1000000

3. Сейсмозондирование и колонковое бурение.

Комплексная интерпретация результатов этих работ позволила определить общие закономерности геологического строения осадочного чехла фундамента платформы и выделить тектонические структуры первого порядка, в том числе и Нижневартовский свод.

На территории Нижневартовского свода планомерные поиски перспективных структур методами сейсмических исследований начали проводиться с 1957 года. Результаты работ сейсмопартий (с/п 28/61-63,с/п 26/62-63, 7/63-64, 16/63-64 и др.) позволили уточнить тектоническое строение района, выявить и подготовить к поисково-разведочному бурению Самотлорскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую, Аганскую и другие структуры.

Глубоким разведочным бурением были открыты крупнейшие нефтяные месторождения: в 1961 году - Мегионское, в 1964 году – Ватинское, Северо-Покурское, а в 1965 году – Самотлорское, Аганское и др. Промышленно нефтеносные горизонты в них связаны преимущественно с нижнемеловыми отложениями.

После завершения промышленной разведки основных продуктивных пластов и утверждения запасов в ГК3 СССР (1973Г.), В 1977 году Самотлорское месторождение передано на баланс Главтюменьнефтегаза.

С 1973 года Главтюменьнефтегазом проводятся работы по до разведке месторождения в процессе эксплуатационного разбуривания.

В Нижневартовском районе с 1968 года управлением ''ЗапСибнефтегеофизика'' проводятся детализационные сейсмические работы с целью изучения периферийных участков Самотлорского, Мегионского, Аганского, Мыхпайского и других месторождений, непосредственно примыкающих к Самотлорскому, после ввода их в разработку.

Начиная с 1979 года и в последующие годы, полученные материалы сейсморазведки обобщались и переинтерпретировались опытно-методической партией №6 управления “ЗапСибнефтегеофизика”.

Результаты проведенных детализационных сейсморазведочных работ в совокупности с разведочным бурением позволили уточнить периферийные участки Самотлорского месторождения.

ВВЕДЕНИЕ

Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые - Аганское (с запада), Малочерногорское (с северо-востока),Лорьеганское (с востока),Мыхпайское (с юга) месторождения. Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р.Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озёра. Наиболее крупными являются: Самотлор (его площадь 62 км2), Кымыл, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озёра и болота в зимний период не промерзают. Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озёр.Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет -3*С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-23*С), самым тёплым - июль (+18*С). Абсолютный минимум температур (-60*С) был зарегистрирован в январе, абсолютный максимум (+39*С) - в июле.По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением.Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие расположены на берегу р. Оби в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района - русские, ханты и манси. В малонаселенном прежде районе в настоящее время быстро увеличивается численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов страны.Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геолого-разведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1. Геологическая характеристика месторождения

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 году в городе Сургуте.В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимально вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87 м.Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двухчленным строением. Нижний и средние его отделы сложены континентальными осадками, верхний - морскими.Тюменская свита (нижняя и средняя юра) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2). Нижняя - аргиллитами темно-серыми, почти чёрными с обильными углистыми включениями.Мощность отложений тюменской свиты составляет 220-250 м.Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и боженовской свит. Васюганская свита по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серыми, её мощность 25-36 м. Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники алевролиты серые и светло-серые часто за счет примеси гладконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые.

Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1). Мощность васюганской свиты 50-60 м. Георгиевская свита представлена аргиллитами темно-серыми, почти чёрными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включениями гладконита. Мощность свиты до 4 м. Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом Б. Мощность до 20 метров.Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, покурской свит.Мегионская свита по литологии делится на четыре части. Нижняя сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает агимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ 14-22, а БВ 19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80 метров.Агимовская толща перекрывается аргиллитами тёмно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ 8-12 - песчаники светло-серые, серые, мелко и среднезернистые, разделённые прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8. Мощность свиты 326-370 метров.Вартовская свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше - толща переслаивания серых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ 2-8. Общая мощность вартовской свиты

до 400 метров.Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки, сложена аргиллитами тёмно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ1. Общая мощность отложения алымской свиты - 67-84 метров.Покурская свита объединяет осадки альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. Мощность свиты 680-725 метров.

Вышезалегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями её верхнего отдела преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300 метров.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном из глин морского происхождения, мощность которых составляет 280-320 метров. Выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины. Мощность осадков 235-240 метров.Четвертичные отложения - супеси, суглинки, пески, торф, залегают на размытой поверхности осадков журавской свиты. Мощность их достигает 125 метров.

1.2. Тектоника

В пределах Западно-Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа.

Нижний - формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.

Средний - объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парогеосинклинали, имевшей место в пермско триасовое время.

Верхний-мезокайнозойский, типично платформенный формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.

Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя следующие положительные структурные элементы первого порядка-Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский и Верхне-Демьяновский - на юге. Центральную часть антеклизы занимает Юганская впадина.

В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту Б Самотлорская площадь расположена в центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую и Белозерную структуры III порядка. По кровле БВ10 Самотлорское куполовидое поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 метров, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Белозёрная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 метров.В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 метров имеет размеры 32 х 40 км.По кровле горизонта БВ8 в структурном плане Самотлорского куполовидного поднятия отмечается незначительное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ10. Более существенные изменения структурного плана проходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1.Белозерное, Мартовское поднятия практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой - 1690 метров. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой - 1640 метров и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1*45`. Амплитуда по отношению к западному крылу около 110 м., восточному и северному - 160 метров. Вышеизложенное свидетельствует об унаследованном характере развития структур Самотлорского месторождения, где наряду с тектоническим фактором играли процессы их облекания. Это обусловило совпадение структурных планов по всем горизонтам юры и мела, но с выполаживанием их по более молодым отложениям.

1.3. Нефтегазоносность

На Самотлорском месторждении, как и на других соседних месторождениях Нижневартовского свода, геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазопроявлений.

В 1973 г. в ГКЗ СССР по промышленным категориям (А+В+С1) утверждались запасы нефти и свободного газа по продуктивным пластам - АВ1, АВ2-3, АВ4-5, АВ6-7, БВ8, БВ8 , БВ10, БВ10 и ЮВ1.

По материалам ГИС предполагались залежи нефти в пластах АВ8 и БВ0. В настоящее время в этих пластах установлены промышленные залежи нефти. Кроме того, в пласте ПК1 (покурская свита) установлена залежь газа, в пластах БВ1, БВ2, БВ19-22 (агимовская толща) и ЮВ1-2 - залежи нефти.

Приведем характеристику самой крупной залежи на Самотлорской площади - залежи горизонта БВ8. Горизонт БВ8 в практике разведочных работ и подсчета запасов разделен на четыре пласта БВ8, БВ8, БВ8 и БВ8. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ8, пласты БВ8 и БВ8 практически «сливаются» в единый монолитный пласт, а БВ8 присутствует в песчаной фации, как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещён или «сливается» с коллекторами пластов БВ8. По автоматизированной корреляции уверенно выделился лишь пласт БВ8. Подсчёт запасов выполнен по двум объектам горизонта - пласту БВ8 и БВ8 ,т.е. также, как это было сделано в 1973 г.

Залежи в пласте БВ8 установлены на Самотлорской и Западно-Черногорской площадях, по которым производилась оценка запасов в 1973 г. За бурения большого количества скважин по основной залежи уточнены границы, которые изменились незначительно. Следует лишь остановиться на участке площади, непосредственно примыкающей к Мыхпайскому месторождению.

По структурным построениям прогиба между залежами на указанных площадях не зафиксировано, т.е. залежь Самотлорского и Мыхпайского поднятий объединяются единым полем нефтеносности. Не отмечается прогиба и по сейсморазведке. Однако,учитывая различные уровни ВНК по залежам на Самотлорском (-2075м.) и Мыхпайском (-2104м.) поднятиях, следует ожидать очень узкого и глубокого прогиба между ними.

Основные параметры залежи практически не изменились: её размеры 39 х 26 км., высота 150 м., нефтенасыщенная толща - 17,3м.

Западно-Черногорская залежь разбуривается эксплуатационным бурением с центральной части, краевые зоны не разбурены, но уже по имеющимся материалам можно ожидать увеличения площади залежи. Размеры залежи 7,5 х 5,5 км., высота-33 м., нефтенасыщенная толщина-7,9 м., тип залежи-пластово-сводовый.

Залежь в пласте БВ8 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утверждённого контура разбурена по эксплуатационной сетке. В юго-западной части обширное поле неколлекторов расчленилось на отдельные локальные участки и не установлена граница залежи между Самотлорским и Мыхпайским поднятиями. В южной и юго-восточной частях контур залежи также не замыкается.

Залежь имеет размеры 43 х27 км .,её высота-155 м., нефтенасыщенная толщина-4,3 м., тип залежи пластово-сводовая.

1.4. Гидрогеологическая характеристика месторождения

Самотлорское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна.

В вертикальном разрезе бассейна выделяется пять гидрогеологических комплексов.

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что второй комплекс не водоносен, так как на 80-90% представлен глинистыми разностями. Он делит весь разрез на два резко различных по своим гидрологическим особенностям этажа. Первый и второй комплексы образуют верхний гидрогеологический этаж. Отложения третьего, четвёртого и пятого комплексов слагают нижний этаж. Пятый водоносный комплекс - трещиноватая зона фундамента, породы коры выветривания и залегающими на них отложениями тюменской и васюганской свит. Вскрытая толщина комплекса 266-303 м. Коллекторские свойства низкие (Кпо - 15-20%, Кпр - 0,01-65х10 м2). Дебиты изменяются от 0,52 до 6,79 м3/сут. при депрессии 5,33 и 4,45 Мпа и от 21,0 до 65,3 м3/сут (при динамическом уровне 854 м.) Qmax-138.6 м3/сут.(васюганская свита). Судя по замерам статического уровня, воды этого комплекса напорные. Воды солёные, хлор-кальцевого типа, минерализация 22,8-33,3 г/л. 90-95% солевых компонентов приходится на CL и Na. I- 1,7-10 мг/л,

Br - 44,7-67,1 мг/л, NH3 - 24,0-60,0 мг/л. Характерно отсутствие углекислоты и сероводорода.

Растворённый в воде газ имеет метановый состав. Содержание

(в %) СН4 - 95,5; С2Н6 - 2,3; С3Н8 - 1,3; С4Н10 - 0,5; С5Н12 - 0,2;

С6Н14 - 0,1; N2 - 0,3.

Перекрывается пятый водоносный комплекс пачкой плотных битуминозных аргиллитов георгиевской, баженовской и мегионской свит толщиной 40-50 м.

Четвертый водоносный комплекс охватывает отложения мегионской, вартовсой и нижней части алымской свит.

Кпо = 20-30% Кпр =20-40х10 м2 - 1-10х10 м2

Толщина комплекса 580-630 м.

Воды являются напорными.

Пластовые воды с минерализацией пластов БВ от 20,0 до 33,5 г/л и вышележащих АВ от 17,0 до 24,0 г/л. Воды повсеместно насыщены углеводородным газом с содержанием СН4 - 93%, тяжелых IB - 17%,

N - 1.6-4.15%, CO2 - 2.13%, SH4 - отсутствует.

Четвёртый водоносный комплекс перекрывается пачкой глин алымской свиты толщиной 23-42 м.

Третий водоносный комплекс слагается отложениями покурской свиты. Отличается от выше и нижележащих преобладанием песчаных отложений , выдержанных как в разрезе , так и по площади. Толщина комплекса изменяется от 680 до 700 м.

Водонасыщенные отложения в рассматриваемом районе характеризуются высокими коллекторскими свойствами: пористость 23-32%, проницаемость 30-170х10 м2 -- 360-970х10 м2. Подземные воды покурской свиты использовались для законтурного заводнения.

Воды напорного третьего комплекса бессульфатные с минерализацией 15,3 - 19,2 г/л. Водоупором этого комплекса является мощная 500-800 м. толща преимущественно глинистых пород верхне-мелового и палеогенового возраста.

Первый водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениям олигоценового и четвертичного возраста толщиной 350-360 метров.

1.5. Режим залежей

Снижение пьезометрической поверхности водоносных комплексов в юрских и неокомских породах направлено в основном от горно-складчатого обрамления к центру бассейна и на север, в сторону Карского моря, указывая на определенную направленность движения подземных вод, но уклоны этой поверхности чрезвычайно малы и они вряд ли смогут обеспечить с ощутимыми скоростями движения вод на тысячи километров.

Продуктивные горизонты БВ8 и АВ1-5 прослеживаются по всему Нижневартовскому своду и далеко за его пределами. Горизонт БВ10 прослежен на значительной части свода, а в сторону Соснинско-Советского месторождения мощность его заметно увеличивается. Таким образом, водонапорные системы продуктивных пластов Самотлорского месторождения не является замкнутыми, а имеют значительные размеры, и следовательно, большой запас пластовой энергии, выражающейся в создании по всему району эффективных напоров. Об этом свидетельствуют переливы пластовой воды, полученной из продуктивных пластов как на Самотлорском, так и на соседних площадях.

Проведенные гидродинамические исследования и результаты эксплуатации свидетельствуют о достаточно хорошей связи залежи нефти в пласте БВ8 с законтурной зоной и о существовании в них упруго-водонапорного режима.

1.6. Литологические особенности продуктивных отложений

Залежи нефти и газа Самотлорского месторждения приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Вполне естественно, что по разрезу этой разновозрастной толщи можно наблюдать как специфические особенности пород , так и некоторые закономерности изменения их свойств. Наиболее существенные литологические особенности разреза продуктивных отложений Самотлорского месторождения сводятся к следующему.

Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов и вмещающих пластовых флюидов. Литологическая неоднородность выражается в частом чередовании разных типов пород по разрезу, их взаимном замещении по простиранию, местных изменениях литолого-петрографических свойств осадков и т. д.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и средне крупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые - практически отсутствуют.

Песчано-алевролитовые отложения характеризуются полимиктовым составом. Обломочная часть коллекторов представлена наряду с кварцем и полевыми шпатами обломками осадочных, метаморфических и изверженных пород. Одной из существенных частей песчано-алевролитовых пород является глинистость, которая присутствует как в рассеянном, так и в объемном состоянии. Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого в ряде случаев зависит состав и количество глинистого рассеянного материала. Так, пленочный тип цемента, как правило, представлен магнезиально-железистым хлоритом с содержанием обычно менее 2%. Базальтный тип цемента состоит из гидросмол и смешанно-слойных образований, а количество его часто превышает 20%.

Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-4,0 м. Эти образования увеличивают расчленённость разреза, в ряде скважин контролируют ВНК. Отмеченные литологические особенности, в частности, полимиктовость, мелкозернистость и глинистость существенно влияют на коллекторские свойства пород и обуславливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.