технологическая схема Пихтового месторождения. Глава 2. 2 геологофизическая характеристика месторождения

• Название: 2 геологофизическая характеристика месторождения
• Анкор: технологическая схема Пихтового месторождения
• Дата: 03.10.2022
• Размер: 2.85 Mb.
• Имя файла: Глава 2.docx
• Тип: Документы; #711455
• страница: 1 из 8

2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Геологическое строение месторождения

Состояние геолого-физической изученности

На площади месторождения последовательно проводился комплекс геологических работ, связанных с поисковым и разведочным этапами его изучения: структурно-геологическая съемка, глубокое поисково-разведочное и структурное бурение, сейсморазведочные (МОГТ, МОГТ-3D) работы, НВСП.

Основные этапы геологоразведочных работ

Первые сведения о геологии исследуемого района появились в конце 80-х годов 19-го столетия в работах Ф.Н.Чернышева, А.В.Лавровского, А.А.Штукенберга, проводивших региональные геологические изыскания на территории северной Башкирии. Ими установлено широкое развитие четвертичных отложений и красноцветных пород верхней перми.

В 1988 г. на территории Кармановского месторождения под руководством Н.А.Котяшовой проведены сейсмические работы методом ОГТ. В результате были выявлены сейсмические поднятия: Высоцкое, Бурковское, Северо-Бурковское, Верхне-Баймуратовское. Высоцкая и Верхне-Баймуратовская структуры рекомендованы под глубокое поисково-разведочное бурение. Дальнейшая подготовка к глубокому бурению Бурковского и Северо-Бурковского поднятий осуществлялась детализационным структурным бурением.

В 1999-2000 гг. проведены детальные сейсморазведочные работы с целью уточнения геологического строения объектов, выявленных в 1988 г. По результатам сейсморазведочных работ уточнены границы распространения рукавообразных коллекторов песчаного пласта C1tl.2 тульского горизонта. Выявлена по отражающему горизонту "Ук" и подготовлена под глубокое бурение Восточно-Высоцкая сейсмическая структура. Плотность сети профилей, с учетом сети профилей МОГТ прошлых лет, составила 2,4 пог.км/км².

В 2010-2011 гг. на Вениаминовском участке, в площадь которого входит Кармановское месторождение, были проведены сейсморазведочные работы МОГТ-3D уточнившие строение рукавообразной структуры тульского горизонта.

В 1999-2001 гг. в скв. 255БАД, 262БАД, 245БАД, 266БАД проведены работы методом непродольного вертикального сейсмического профилирования по изучению околоскважинного пространства. По результатам комплексной интерпретации данных НВСП, бурения и сейсморазведки МОГТ уточнено положение зоны развития рукавообразных коллекторов песчаного пласта C1tl.2 тульского горизонта.

Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

На территории Кармановского месторождения основной этап поисково-разведочного бурения проводился с 1986 по 2001 гг. скважинами Бадряшской площади. За этот период согласно проекту поисково-разведочного бурения на Бадряшской площади пробурено семь скважин. По результатам проведенных поисково-разведочных работ открыто Кармановское месторождение с залежами нефти в песчаниках тульского горизонта терригенной толщи нижнего карбона.

Основными объектами для заложения поисковых скважин явились: подготовленная структурным бурением Кумалакская нижнепермская структура; Высоцкая, Верхне-Баймуратовская и Восточно-Высоцкая структуры, подготовленные сейсморазведочными работами МОГТ; Бурковская и Северо-Бурковская структуры, подготовленные комплексом методов структурного бурения и сейсморазведки МОГТ. В рукавообразных залежах намечалось бурение профилей разведочных скважин вкрест простирания предполагаемого продолжения русла древней авандельты. Вскрываемый горизонт - турнейский и фаменский ярусы. Из-за небольших размеров структуры разбуривались одной сводовой скважиной.

В 1999 г. в сводовой части южного купола Северо-Бурковской структуры обнаружена промышленная нефтеносность пласта C1tl.2 - терригенной толщи нижнего карбона. Скважина № 262БАД явилась первооткрывательницей Кармановского месторождения. Промышленная нефтеносность в отложениях терригенной толщи нижнего карбона установлена так же на Верхне-Баймуратовской (скважина № 245БАД) и Восточно-Высоцкой (скважина № 266БАД) структурах. Общий метраж по семи поисковым скважинам составил 12575 м. Пять скважин ликвидированы по геологическим причинам, в том числе две скважины без опробования.

Эксплуатационное бурение на месторождении, в соответствии с утвержденным проектом пробной эксплуатации, началось с 2001 г.

В 2015 г. на своде Янбарисовской структуры (С₃-285 тыс.т.) пробурена поисковая скважина № 122ВНУ, по результатам опробования которой доказана промышленная нефтеносность отложений тульского горизонта.

Таким образом, из восьми пробуренных поисковых скважин, четыре оказались в контуре нефтеносности, эффективность поискового бурения составила 50 %.

По состоянию на 01.01.2016 г на месторождении пробурено 16 скважин.

Отбор и исследования керна

С целью изучения литолого-петрофизических свойств пород керн отобран в девяти поисковых и двух эксплуатационных скважинах. В скважинах №№  215БАД и 244БАД

дополнительно отобраны грунты сверлящим керноотборником.

Физико-литологическая характеристика пород разреза изучалась по образцам керна в лабораториях ЦНИПРа НГДУ «Краснохолмскнефть» и ДООО «Геопроект». Выполнены следующие виды анализов: определение пористости, проницаемости, остаточной нефтенасыщенности (по единичным образцам). Первичные описания керна, шлама и грунтов, выполненные непосредственно при отборе керна геологической службой УБР, использовались для литологической характеристики пород.

Проходка с отбором керна по поисковым скважинам колеблется от 0,8 % (скважина № 266БАД) до 2,3 % (скважина № 215БАД), составляя в среднем 1,2 %. Вынос керна от проходки с отбором керна по поисковым скважинам варьирует от 13,4 % (скважина № 244БАД) до 100 % (скважина № 222ВНУ), составляя в среднем 52,4 %.

Дополнительно производился отбор керна и по эксплуатационным скважинам №№ 7102, 7103. Отбор керна от проходки по эксплуатационным скважинам в среднем составил 0,4 %, а вынос керна от проходки с отбором керна - 58,6 %.

Характеризуя освещенность керном тульских отложений Кармановского месторождения необходимо отметить, что она выше среднеотраслевого значения (35 %). Однако следует отметить, что фильтрационно-емкостные свойства (фазовые проницаемости в системе «нефть - вода», коэффициент вытеснения нефти водой, коэффициент абсолютной проницаемости) недоизучены. Керн из нефтенасыщенной части пласта C1tl.6 не отбирался.

Геофизические исследования скважин в процессе бурения

На Кармановском месторождении комплекс ГИС в масштабе глубин 1:200 выполнен в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК).

Комплекс ГИС в соответствии с действующими нормативными документами включает следующие методы ГИС:

1. Электрокаротаж

- стандартный электрокаротаж КС потенциал-зондом N11М0.5А с масштабом сопротивлений от 5 до 10 Ом·м/см;

- метод естественных потенциалов ПС в масштабе 10 – 12,5 мВ/см;

- БКЗ последовательными градиент-зондами размерами АО = 0,45, 0,85 или 1,05, 2,25, 4,25 и 7,87 м и обращенным градиент-зондом 2,25 или 4,25 м с масштабами записи 5-25 Ом·м/сек;

- боковой каротаж БК в логарифмическом масштабе с модулем 4 см приборами Э-1 и К-3;

- индукционный каротаж в масштабе записи 10 – 20 мСм/см зондом 6Ф1 и 7И1.6 аппаратурой АИК-М, АИК-5;

- микрозондирование потенциал - А0.05М и градиент-зондом А.0.025М в масштабе записи от 2 до 10 Ом·м/см;

- резистивиметрия в масштабе 0,5 Ом·м/см.

2. Радиокаротаж ГК, НГК приборами ДРСТ-3 и СРК со скоростью записи 300-400 м/час. Основной масштаб записи ГК – 2 гаммы/см, НГК – 0,3 усл.ед./см.

3. Акустический каротаж АК прибором МАК-2.

4. Кавернометрия в масштабах записи 5 – 10 см/см.

5. Инклинометрия приборам КИТ через 5 – 20 м.

6. Газовый каротаж (в разведочных скважинах).

По всему стволу в масштабе глубин 1:500 проведен стандартный каротаж КС и ПС, радиокаротаж ГК и НГК; в интервалах продуктивных отложений комплекс ГИС проведен в масштабе 1:200.

Качество полученных материалов удовлетворительное. Перечисленные методы позволяют провести литологическое и стратиграфическое расчленение и корреляцию разрезов, выделить пласты-коллекторы, установить эффективные толщины и характер насыщения, рассчитать параметры (Кп, Кн) продуктивных коллекторов.

В поисковых скважинах бурение проведено долотом диаметром 152 мм, а в эксплуатационных использовалось долото диаметром 216 мм.

Всего на месторождении по состоянию на 01.01.2016г. исследованы методами ГИС 16 скважин (в т.ч. одна водозаборная). Все скважины вскрыли отложения нижнего карбона (С1).

Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин

Для исследования добывающих и нагнетательных скважин Кармановского нефтяного месторождения применялись промыслово-геофизические исследования. Выполнялись они серийной аппаратурой по общепринятой методике.

Методами ПГИС решался стандартный комплекс задач:

- определение профиля притока (приемистости) пластов;

- выявление работающих интервалов пласта и источника обводнения;

- уточнение интервалов перфорации;

- изучение технического состояния эксплуатационных колонн;

- выявление заколонных перетоков между пластами;

- определение текущего насыщения пластов.

За период с 2013 по 2015 гг. на Кармановском месторождении проведена перфорация в двух скважинах, две изоляционные перфорации, три перестрела и один дострел. По промысловым исследованиям выявленны заколонные перетоки по скважинам №№ 245БАД и 266БАД. В двух скважинах исследованы интервалы притока по термометрии. По результатам ИННК в скважине № 245 БАД уточнен текущий характер насыщения продуктивных пластов С1tl2, С1tl4.

Гидродинамические исследования скважин (ГДИ)

Гидродинамические методы исследований позволяют осуществлять контроль за изменением фильтрационных и энергетических свойств пласта; оценивать качество вскрытия продуктивных пластов; эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи и стимуляции призабойной зоны скважин; уточнять геологическую модель объекта. С их помощью производится информационное обеспечение геолого-гидродинамических моделей разработки.

Гидродинамические исследования включают замеры пластового давления, температуры, снятие индикаторных диаграмм и кривых восстановления давления.

Параметры, получаемые при интерпретации КВД и КВУ позволяют определять величину скин-фактора (фильтрационное сопротивление проницаемости призабойной зоны), продуктивности пласта, проницаемости, пластового давления (Рпл), пьезопроводности и гидропроводности, как в призабойной зоне пласта, так и в удаленной зоне. Интерпретация КВД добывающих скважин проводилась по методике Хорнера (способ определения параметров пласта с проведением касательной к последним точкам КВД, перестроенной в полулогарифмических координатах P – lg((T+t)/t)).

Гидродинамические исследования (ГДИ) сводились, в основном, к испытанию пластов (ИПТ) в открытом стволе и оценке продуктивности при опробовании пластов в эксплуатационной колонне. По результатам интерпретации полученных данных по ряду скважин были определены: коэффициент продуктивности, пластовое давление, гидропроводность удаленной и призабойной зоны пласта.

За период с 2013 по 2015 гг. в девяти скважинах систематически определялись Рпл путем замера манометром и пересчета через Н стат. и Рзаб. путем перерасчета Н дин.

С 15.03. – 11.04.2016 г. по скважине № 122ВНУ проведены ГДИС. Замеры пластового давления проводились при помощи автономного манометра АЦМ№4138 (нижний), АЦМ№4137 (верхний) и прибора МГДИ-54. Определение фильтрационных параметров по данным КВД невозможно вследствие негерметичности пакера.

Лабораторныеисследования пластовых флюидов

На Кармановском месторождении в поисковых скважинах испытанию подвергались как промышленно-продуктивные, так и перспективные объекты. Испытание проводилось в процессе бурения по мере углубления ствола скважины с помощью ИПТ и после окончания бурения через эксплуатационную колонну. Промышленные притоки нефти получены из продуктивных отложений нижнего карбона. Физико-химические свойства нефти, растворенного газа и воды изучались по поверхностным и пластовым пробам.

В период с 2013 по 2015 гг. глубинные пробы нефти отбирались по одной поисковой скважине № 122ВНУ. Отобрано и исследовано три пробы пластовой нефти по пласту С1tl.4, из них две пробы признаны лабораторией физико-химических исследований нефтей и газов ООО «БашНИПИнефть» некондиционными из-за частичного разгазирования.

Нефти Кармановского месторождения представлены 18 поверхностными и семью пластовыми анализами проб.

Количество анализов поверхностных и пластовых проб нефтей продуктивных отложений Кармановского месторождения приведены в таблице 2.1

Пробы пластовой воды на Кармановском месторождении отбирались в шести скважинах. Всего отобрано и исследовано три поверхностных (3 скважины) и пять глубинных пробы (4 скважины) пластовой воды.

Таблица 2.1 - Количество анализов поверхностных и пластовых проб нефтей

Пробы	C1tl2	С1tl4	C1tl6	Всего
Пластовые	4 (4 скв)	2 (2скв)	1 (1 скв)	7
Поверхностные	11 (4 скв)	2 (2 скв)	5 (1 скв)	18

Стратиграфия

Геологический разрез Кармановского месторождения представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем и додевонским (вендским) комплексом осадков. (Графическое приложение 1)

Расчленение разреза производилось согласно унифицированной схеме стратиграфии палеозойских отложений 1988 г., а также использовалась обобщенная схема расчленения геологического разреза Башкортостана, принятая в АНК Башнефть в 1998 г. в качестве стандарта. Скважинами, пробуренными в пределах Кармановского месторождения, изучен разрез отложений до фаменского яруса (скважина № 262БАД). Характеристика подстилающих отложений дается по геологическому разрезу соседних месторождений.

Венд – V (додевонские) отложения

Каировская серия – V kr

Старо-петровская свита – Vsp

На рассматриваемой территории верхневендские отложения представлены аргиллитами и алевролитами зеленовато-серыми, слоистыми, слюдистыми. Размыв, перерыв в осадконакоплении.

Вскрытая толщина 60 м.

Девонская система (D)

Представлена верхним, средним и нижним отделами (D3, D2, D1).

Нижний отдел представлен эмским ярусом.

Эмский ярус D1+2_e₂.

Такатинский+койвенский горизонты  D2cv представлены алевролитами серыми, глинистыми, пиритизированными. Песчаниками серыми, кварцевыми, мелко- и крупнозернистыми, глинистыми.

Толщина 0-5 м.

Средний отдел представлен эйфельским и живетским ярусами.

Эйфельский ярус  D2_ef.

Представлен бийским горизонтом.

Бийский горизонт  D2bs сложен известняками темно-серыми, тонкокристаллическими, органогенно-детритусовыми, участками глинистыми.

Толщина 0-11 м.

Живетский ярус D2_g.

Состоит из отложений ардатовского и муллинского горизонтов (старооскольский надгоризонт – D2st) и пашийского горизонта (коми надгоризонт – D2-3kom).

Ардатовский горизонт  D2ar представлен алевролитами темно-серыми, сильноглинистыми и аргиллитами темно-серыми, зеленовато-серыми, слоистыми, алевритистыми. В подошве песчаники мелко- и крупнозернистые, кварцевые, крепкосцементированные.

Толщина 7-20 м.

Муллинский горизонт D2ml представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники светло-серые до белых, кварцевые, среднеотсортированные, размер зерен 0,08-0,15 мм, зерна окатанные и полуокатанные, местами наблюдается карбонатный цемент. Алевролиты кварцевые, светло- и темно-серые, участками песчанистые, зерна полуокатанные, размером 0,04-0,06 мм. Аргиллиты темно-серые, плотные, слоистые, алевритистые, слюдистые.

Толщина 28-48 м.

Пашийский горизонт  D2ps сложен терригенными отложениями. Переслаиванием песчаников светло-серых, серых, кварцевых, мелкозернистых, пористых, слабоглинистых и алевролитов темно-серых, кварцевых, мелкопесчанистых, с включениями флоры.

Толщина пашийского горизонта 8-14 м.

Верхний отдел (D3)

Франский ярус  D3_f.

Подразделяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний.

Нижнефранский подъярус представлен кыновским (тиманским) горизонтом (коми надгоризонт - D2-3kom) и саргаевским горизонтом (российский надгоризонт - D3ros).

Кыновский горизонт  D3kn представлен преимущественно аргиллитами темно-зелеными и шоколадно-коричневыми, чешуйчато-слоистыми, сильно алевритистыми, переходящими в средней части в глинистые разности известняков и алевролитов.

Толщина кыновского горизонта 28-31 м.

Саргаевский горизонт D3sr представлен маломощной пачкой коричневато-серых известняков, кристаллических, плотных, трещиноватых, доломитизированных.

Толщина 6-10 м.

Среднефранский подъярус представлен доманиковым горизонтом (российский надгоризонт - D3ros).

Доманиковый горизонт  D3dm слагается темно-серыми, кристаллическими, глинистыми, битуминозными, сланцеватыми известняками, с включениями кремня и фауны.

Толщина 16-23 м.

В состав верхнефранского подъяруса входят мендымский и воронежский + евлановский + ливинский (аскынский) горизонты.

Мендымский горизонт  D3md. Известняки от светло- до темно-серых, кристаллические, плотные, прослоями глинистые, с включениями кремня и ангидрита.

Толщина горизонта 22-27 м.

Воронежский+евлановский+ливинский горизонты  D3vr+ev+lv представлены в верхней и средней части известняками серыми и темно-серыми, кристаллическими, плотными, доломитизированными, неравномерно глинистыми, с включениями кремня и фауны. В нижней части доломиты светло-серые, кристаллические, глинистые, пористые, участками кавернозно-пористые.

Толщина 107-129 м.

Фаменский ярус  D3_fm.

Подразделяется на нижний, средний и верхний подъярусы.

К нижнефаменскому подъярусу относятся задонский+елецкий горизонты D3zd+el, сложенные известняками светло-серыми и серыми, кристаллическими, прослоями органогенно-обломочными, тонкопористыми, доломитизированными, с включениями фауны и кремня, с прослоями доломитов кристаллических, плотных, известковистых, окремнелых.

Толщина 167-188 м.

К среднефаменскому подъярусу относятся лебединский+данковский горизонты  D3lb+dn, сложенные известняками серыми и светло-серыми, кристаллическими, органогенно-обломочными, кавернозно-пористыми, глинистыми, прослоями слабо доломитизированными, с включениями гипса, ангидрита, кремня и фауны.

Толщина 71-83 м.

К верхнефаменскому подъярусу относится заволжский надгоризонтD3zv, который сложен известняками серыми и светло-серыми, кристаллическими, тонкопористыми, доломитизированными, прослоями с включениями кремня.

Толщина 37-58 м.

Каменноугольная система (C)

Система представлена тремя отделами: нижним, средним, верхним.

Нижнекаменноугольный отдел (C1). В его составе выделяются турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус (C1t) подразделяется на два подъяруса: нижнетурнейский и верхнетурнейский и включает, соответственно, малевский+упинский горизонты (ханинский надгоризонт) и кизеловский+черепетский (шуриновский надгоризонт), косьвинский горизонт (кожимский надгоризонт).

Малевский+упинский горизонты C1ml+up.

Горизонты представлены известняками светло-серыми и серыми, плотными и пористыми, слабоглинистыми, доломитизированными, с включениями кремня. В подошве переходящими в аргиллиты сланцеватые.

Толщина 0-36 м.

Черепетский+кизеловский горизонты  C1crp+ksl - представлены известняками светло - и буровато-серыми, кристаллическими, водорослевыми, органогенными, пористыми, доломитизированными, с включениями кремня.

Толщина 0-34 м.

Косьвинский горизонт  C1kos представлен аргиллитами темно-серыми, сланцеватыми, чешуйчато-слоистыми, слюдистыми.

Толщина косьвинского горизонта 6 м.

Обшая толщина турнейского яруса 0-76 м.

Визейский ярус  C1_v.

Представлен кожимским и окским надгоризонтами.

В состав кожимского надгоризонта входят радаевский и бобриковский горизонты.

Радаевский + бобриковский горизонты  C1rd+bb. В кровле залегают глины белые каолинитовые, плотные, песчанистые. Ниже по разрезу залегают песчаники серые и буровато-серые, кварцевые, алевритистые, неотсортированные, с прослоями темно-серых алевролитов и аргиллитов, каменного угля черного, сланцеватого.

Толщина 8-106 м.

В состав окского надгоризонта входят тульский и алексинский + михайловский + веневский горизонты.

Тульский горизонт C1tl. Основная терригенная часть горизонта представлена чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами. В разрезе выделяются песчано-алевролитовые пласты: C1tl2, С1tl4, C1tl5, C1tl6, из них промышленно-нефтеносны пласты: C1tl2, С1tl4, C1tl6. Песчаники серые и буровато-серые, кварцевые, рыхлые и массивные, мелко- и среднезернистые, алевритистые, пористые, тип цементации контактовый. Алевролиты пестроокрашенные, кварцевые, разнозернистые, неравномерно слабоизвестковистые, с обуглившимися растительными остатками. Аргиллиты темно-серые, почти черные, слоистые, с тонкими горизонтально-волнистыми наслоениями, линзами известковистые, алевритистые. Редко отмечаются прослои известняков глинистых.

Толщина 20-46 м.

Алексинский+михайловский+веневский горизонты  C1al+mh+vn по разрезу представлены доломитами серыми, буровато-серыми, кристаллическими, прослоями пористыми, известковистыми, с включениями аргиллитов и кремня. Известняками от серых до темно-серых, глинистыми, сульфатизированными, доломитизированными. В нижней части песчаники серые, кварцевые, мелкозернистые, рыхлые. Отмечаются небольшие прослойки аргиллитов темно-серых, известковистых. В подошве горизонта прослеживается алексинский репер, представленный известняками.

Толщина горизонта меняется от 122 до 134 м.

Общая толщина окского надгоризонта 146-170 м.

Серпуховский ярус C1_s.

Представлен преимущественно доломитами светло-серыми, серыми с коричневатым оттенком, кристаллическими, кавернозно-пористыми, известковистыми, неравномерно глинистыми, с включениями гипса и кремня. Встречаются небольшие прослои известняков серых, кристаллических, плотных.

Толщина 125-147 м.

Среднекаменноугольный отдел (C2). В его составе выделяются башкирский и московский ярусы.

Башкирский ярус C2_b.

Представлен переслаиванием доломитов светло-серых, кристаллических, пористых, сахаровидных, кавернозных, известковистых, сульфатизированных, с известняками светло-серыми, кристаллическими, пористыми, доломитизированными, окремнелыми. В подошве отмечаются аргиллиты зеленовато-серые, пиритизированные, известковистые. Толщина башкирского яруса 42-55 м.

Московский ярус (C2m) подразделяется на четыре горизонта: верейский, каширский, подольский и мячковский.

Верейский горизонт  C2vr представлен переслаиванием известняков, мергелей и аргиллитов. Известняки темно- и буровато-серые, кристаллические и органогенные, плотные и пористо-кавернозные, доломитизированные, с включениями фауны и ангидрита. Мергели темно-серые, слюдистые, пиритизированные, известковистые. Аргиллиты зеленовато-темно-серые, слоистые, сланцевидные, пиритизированные, слюдистые.

Толщина 46-51 м.

Каширский горизонт  C2ks представлен доломитами серыми и буровато-серыми, кристаллическими, прослоями пористо-кавернозными; известняками светло- и буровато-серыми, кристаллическими, прослоями органогенными, слабоглинистыми. И в доломитах, и в известняках присутствуют включения ангидрита и кремня. Преимущество принадлежит доломитам.

Толщина 74-81 м.

Подольский горизонт  C2pd представлен известняками с подчиненными прослоями доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, органогенно-обломочные, прослоями пористые и пористо-кавернозные, доломитизированные. Доломиты светло- и буровато-серые, кристаллические, глинистые, известковистые, с включениями ангидрита и кремня.

Толщина 62-67 м.

Мячковский горизонт  С2mc представлен по разрезу известняками светло-серыми, кристаллическими, плотными, неравномерно слабоглинистыми, окремнелыми, доломитизированными. В средней части доломиты серые и светло-серые, кристаллические, плотные, прослоями пористо-кавернозные, сульфатизированные, с включениями кремня.

Толщина 95-100 м.

Верхний отдел C3.

Отложения верхнего карбона представлены известняками и доломитами серыми и светло-серыми, кристаллическими, плотными, прослоями пористыми, окремнелыми, неравномерно слабоглинистыми, с включениями фауны и ангидрита.

Толщина 120-137 м.