Методы первичной обработки и анализа керна на примере соровского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

«ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природопользования

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ

зав. Кафедрой геологии

__________ Т.И.Романова

____ ____________20__г.

Данилюк Сергей Олегович

МЕТОДЫ ПЕРВИЧНОЙ ОБРАБОТКИ И АНАЛИЗА КЕРНА НА ПРИМЕРЕ СОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Выпускная квалификационная работа

По специальности 130100 «Геология и разведка полезных ископаемых»

Ханты-Мансийск 2013



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. МЕТОДЫ ПЕРВИЧНОЙ ОБРАБОТКИ И АНАЛИЗА КЕРНА

1.1 Отбор, первичное описание и обработка керна

1.2 Укладка и документация керна

1.3 Первичные лабораторные исследования

2. КОМПЛЕКС РАБОТ С КЕРНОВЫМ МАТЕРИАЛОМ, ВЫПОЛНЕННЫЙ НА СКВАЖИНЕ 56-П В 2012 ГОДУ НА СОРОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1 Краткий географо-экономический очерк района

2.2 Краткие сведения о проведенных геологоразведочных работах

2.3 Стратиграфия

2.4 Тектоника

2.3 Результаты изучения керна разведочной скважины 56-П

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

СПИСОК ГРАФИЧЕСКИЙ ПРИЛОЖЕНИЙ



ВВЕДЕНИЕ

В представленной работе основными задачами является рассмотрение комплекса первичных работ с керновым материалом и его изучение. В него входит отбор, первичное описание и обработка керна, укладка и документация. Так же первичные методы лабораторных исследований, такие как отбор образцов кернового материала для лабораторных анализов, люминесцентно-битуминологический, капельно-люминесцентный анализы, определение количественного содержания битумоидов.

Второй задачей работы является геологическое строение Соровского участка и комплекс работ с керновым материалом отобранным со скважины 56-П в 2012 году на Соровском месторождении. После проведенных работ с керновым материалом выделить литологическое отношение отобранных интервалов кернового материала к свитам. Подсчитать общую проходу с отбором и выносом керна и с признаками УВ.



1. МЕТОДЫ ПЕРВИЧНОЙ ОБРАБОТКИ И АНАЛИЗА КЕРНА

1.1 Отбор, первичное описание и обработка керна

Керн служит основным материалом для изучения геологического строения разреза скважины, является главным прямым источником и носителем информации о свойствах горных пород, обеспечивая визуальное и непосредственное их изучение. Он используется для определения относительного и абсолютного возраста, вещественного состава, петрографических, физических, физико-химических и других характеристик горных пород на всех стадиях геологоразведочного и нефтепромыслового процесса.

Планирование отбора керна осуществляется геологическими службами предприятий, отбор керна производят буровые бригады в строгом соответствии с геолого-техническим нарядом на бурение скважины. Отбор керна регламентируется в зависимости от степени изученности территории глубинным бурением и назначения скважин.

В параметрических скважинах, которые бурятся для изучения глубинного геологического строения для определения нефтегазоносности районов возможного нефтегазонакопления и выявления наиболее перспективных участков, керн отбирается равномерно по разрезу в наиболее интересных для изучения геологического строения района интервалах.

На новых месторождениях в малоизученных районах с неустановленной промышленной нефтегазоносностью при бурении первой скважины рекомендуется производить сплошной отбор керна равномерно по всему стволу, во второй и третьей - отбор керна ограничивается и приурочивается к определенным стратиграфическим и литологическим границам или перспективным и промышленным интервалам. В последующих поисковых и разведочных скважинах отбор керна производится лишь в пределах нефтегазоносных горизонтов.

На месторождениях, где верхняя часть разреза изучена, а нижняя еще подлежит исследованию, в изученном интервале нужно отбирать керн лишь в контактах свит (а также в зонах наличия маркирующих прослоев) или же применять каротаж (электрический и радиоактивный), а в неизученном интервале - производить сплошной отбор керна и другие указанные выше исследования.

На новых площадях в нефтегазоносных районах в первых двух-трех поисковых скважинах рекомендуется брать керн в пределах маркирующих и продуктивных горизонтов, а в последующих поисковых и разведочных скважинах отбор керна производится лишь в пределах продуктивных горизонтов.

В оценочных скважинах, которые бурятся на вновь вводимых в разработку залежах и на длительно разрабатываемых месторождениях нефти с целью определения величины нефтенасыщения и оценки остаточных запасов, производится сплошной отбор керна по всей мощности продуктивного пласта.

В эксплуатационных скважинах керн для контроля за проходкой скважины, как правило, не отбирается, и все наблюдения базируются на данных каротажа и косвенных исследованиях. В этом случае керн берут лишь в продуктивном горизонте для его детального изучения, а также в маркирующих горизонтах и характерных контактах свит на тех участках расположения скважин, где тектоника и строение залежи требуют уточнения.

При бурении нагнетательных скважин также рекомендуется отбирать керн в интервалах залегания продуктивных пластов. Детальные сведения о характере коллекторских свойств пласта в значительной степени помогут освоению нагнетательных скважин и регулированию процесса заводнения.

Для получения керна в скважину на бурильных трубах опускают керноотборный снаряд. Снизу к нему присоединяют породоразрушающий инструмент. Для предотвращения изгиба и повышения сохранности керна корпус керноотборного снаряда, передающий нагрузку и вращение породоразрушающему инструменту выполняется жестким толстостенным со стабилизаторами.

Различают керноотборный снаряд со съемными и стационарными керноприемниками. Керноотборный снаряд обычно состоит из нескольких секций длиной 7-8 м, что позволяет отбирать керн значительной длины (за рейс до 13-14 м). В зависимости от типа снаряда получают керн разного диаметра и длины. Диаметр отбираемого керна 40-120 мм. При бурении на нефть и газ используются роторные керноотборные снаряды типа «Недра» (для скважин диаметром 130-300 мм), турбинные керноотборные снаряды (для скважин диаметром 130-220 мм), а также снаряды серии КИМ. Последние обеспечивают отбор керна повышенной информативности: керн извлекается без техногенных деформаций с сохраненной структурой и текстурой, с максимально возможным сохранением пластового флюидонасыщения.

Разрушенная по кольцевому затрубному или внутреннему пространству порода выносится на поверхность промывочной жидкостью или сжатым воздухом (газом), нагнетаемым в скважину буровым насосом или компрессором, а керн входит в колонковую трубу.

Периодически (через 0,5-6 м и более) керн заклинивают, отрывают от забоя, поднимают на поверхность вместе с колонковым снарядом и извлекают из колонковой трубы. Извлечение керна из бурового снаряда осуществляется работниками буровой бригады в присутствии геолога. Применяют почти непрерывную транспортировку керна по внутренней полости колонны труб на поверхность; при этом керн извлекается аккуратно, без нарушения его ориентации с обязательной фиксацией глубины отбора керна в скважине.

Первичная раскладка керна осуществляется прямо на буровой. Керн очищают ветошью, бумагой или отмывают от бурового раствора в емкости с водой, затем укладывают в специальные керноприемные ящики или на землю в строгой последовательности с его извлечением из колонковой трубы.

Интервалы, из которых поднят керн, разделяют деревянными брусьями, досками и т.д. Одновременно подписывают (на разделителях или на этикетках) глубину отбора, проходку и выход керна.

Мелкие кусочки и обломки керна, последовательность которых невозможно установить, помещают в мешочки или заворачивают в плотную бумагу и укладывают в ящики в той же последовательности, что и керн.

Если в назначенном интервале керн не отбирался, в ящик укладывают этикетку с указанием, в каком интервале глубин вынос керна отсутствовал.

К сохранности и качеству керна предъявляются требования, обеспечивающие достоверность сведений о составе и строении вскрытых скважиной горных пород и полезных ископаемых. Контроль и наблюдение за условиями и качеством керна осуществляются представителями технологической и геологической службы предприятий.

Сохранность керна оценивается его линейным или объемным выходом - процентным отношением суммарной длины (или фактической массы) поднятого керна к длине пробуренного интервала (или расчетной массе для пробуренного интервала) скважины. Выход керна регламентируется инструкциями. Доля керна при сплошном отборе в общем информационном обеспечении геологоразведочных работ может достигать 70-80%.

При бурении снарядами серии КИМ выход керна составляет 90% и более (из неконсолидированных пород не менее 75%). Стопроцентный выход керна позволяет с полной достоверностью изучать горные породы, пересечённые буровой скважиной, и определять запасы полезного ископаемого.

К специальным методам извлечения керна относятся отбор ориентированного керна и герметизация керна.[6]

1.1.1 Отбор ориентированного керна

Отбор ориентированного керна позволяет уточнить геологическую модель залежи, определить потенциальную нефтедобычу, режим разработки месторождения и др., так как дает точную геологическую информацию:

- об углах падения пластов;

- о направлениях их простирания;

- о пространственном распределении характеристик коллекторов;

- о тенденциях изменения пористости и проницаемости.

Ориентация керна достигается при помощи специального чертящего башмака, расположенного ниже кернорвателя, который выполняет на керне три насечки. Одна насечка служит для идентификации, две других расположены от нее под углом 135° по окружности поперечного сечения керна.

Пространственная ориентация поднятого на поверхность керна осуществляется по результатам его палеомагнитного анализа и определения положения насечек, нанесенных на керн, относительно сторон света (направления север-юг).[6]

керн пластовый газонасыщенный фазовый

1.1.2 Отбор герметизированного керна, герметизация керна

Отбор герметизированного керна продиктован необходимостью прямого определения по керну пластовых значений нефте-газонасыщения и установления фазового состава флюидов. Информативность герметизированного керна выше керна, отобранного без герметизации, так как кроме сохранения остаточного водонасыщения в герметизированном керне возможно сохранение нефте-газонасыщения, а также и температуры при термостатировании керноприемника, благодаря чему обеспечивается возможность:

- прямого определения по керну пластовых и текущих значений нефте-газонасыщения;

- сохранения фазового состава флюидов, что особенно важно при отборе керна из газогидратных залежей.

Отбор герметизированного керна осуществляется герметическими керноотборными снарядами. Они обеспечивают (после отделения керна от забоя) герметичное перекрытие керноприемника в нижней и верхней частях. При этом исключается гидродинамическое сообщение полости керноприемника, заполненного керном, со скважиной и сохраняется забойное давление.

При отборе герметизированного керна выполняются следующие операции:

- бурение с отбором керна герметическим керноотборным снарядом, оснащенным аппаратурно-измерительным комплексом записи термобарических параметров в полости керноприемника;

- контроль герметичности керноприемника снаряда на поверхности;

- ступенчатая дегазация керноприемника с замером расхода и отбором проб газа для его последующего анализа;

- разгерметизация керноприемника и извлечение керна;

- считывание данных аппаратурно-измерительного комплекса, их компьютерная обработка и интерпретация;

- обработка, экспресс-анализ керна, препарирование и консервация образцов.

При отборе герметизированного керна используют специальные пластиковые тубы.

Консервация углеводородов в образцах керна может быть проведена также после подъема его на поверхность. Она проводится в целях сохранения остаточных флюидов для последующего определения нефтенасыщенности. Консервация осуществляется в отдельных образцах керна, отобранного из интервалов с признаками углеводородов. Наиболее простой и распространенный способ консервации керна - герметизация в расплавленном парафине (парафинизация керна).

Сразу после извлечения керна из керноприемника и раскладки его на буровой керн с помощью ткани, увлажненной в дизельном топливе, быстро очищают от бурового раствора и упаковывают в полиэтилен. На поверхность полиэтилена крепится этикетка с указанием площади, номера и интервала отбора керна, места взятия образца керна. Подготовленный таким образом образец обтягивается марлей, перевязывается шпагатом и для равномерного покрытия несколько раз погружается в расплавленный парафин, температура которого 70-90°С.

Далее на парафин накладывается новая этикетка (с теми же выходными данными), а образец снова опускается в парафин. Погружение осуществляется неоднократно (каждый раз следят за тем, чтобы парафин, пропитывающий марлю, затвердел) до тех пор, пока образец равномерно не покроется слоем парафина. При этом нужно следить, чтобы надпись на этикетке легко читалась.

Запарафинированные образцы укладываются в ящики строго в соответствии с местоположением их в керновой колонке. Для отправки на лабораторные исследования запарафиненные образцы пород помещают в металлические банки с плотно закрывающимися крышками. В целях предохранения парафиновой оболочки от повреждения образцы перекладывают мягкой бумагой, ватой и т.п. Правильное выполнение перечисленных операций обеспечивает консервацию начального содержания воды и нефти в течение нескольких недель.[6]

1.2 Укладка и документация керна

Поднятый и очищенный от бурового раствора керн подвергается предварительной подготовке. Она включает в себя укладку образцов в ящики, упаковку ящиков и операции по их маркировке, а также составление сопровождающих керн документов.

Укладка керна производится в специальные керновые ящики, изготовленные из дерева и разделенные на продольные секции шириной чуть более диаметра керна с пятью (для керна d=80 мм), четырьмя (для керна d=100 мм) или шестью (для керна d=60 мм) продольными секциями.

Ящики изготавливаются из строганной доски хвойных пород толщиной 20-25 мм с размером по длине между внутренними стенками строго 1 м.

Ящик обвязывается металлической лентой или проволокой. Крышка закрепляется на шарнирах.

Кроме деревянных ящиков, керн укладывают также в картонные коробки, состоящие из двух секций длиной по 1 м и пластиковые пеналы.

Деревянные ящики и пластиковые тубы чаще всего используют для перевозки керна, картонные коробки - при закладке керна на постоянное хранение.

Керн укладывается последовательно (слева направо) в порядке возрастания глубины скважины в строгом соответствии с его положением в колонковой трубе (укладка в «строчку»). Запрещается укладывать керн в ящики «змейкой» - в два и более рядов в одной секции ящика. В случаях, когда керн не помещается в ящик, керновая колонка разбивается на куски, при укладке куски совмещают по плоскости раскола.

Уложенный керн, сопровождается этикеткой, по высоте и ширине соответствующей размерам ячейки ящика (80:80; 100:100; 60:60 мм) и выполненной из фанеры или строганной тонкой рейки. Этикетка (бирка) составляется в двух экземплярах: первая помещается в начале интервала отбора керна, вторая - в конце. Надписи на этикетках должны быть выполнены шариковой ручкой, водостойким фломастером или маркером. Нельзя делать записи на бумаге, картоне, щепках, ткани и других подручных материалах.

На этикетке указываются (рис. 1.1):

- название площади (месторождения);

- номер скважины;

- номер керна (его начало, продолжение, конец керна);

- интервал отбора керна;

- проходка (метры);

- выход (вынос) керна (метры, %).

ЯЩИК № 31. ТУЛЬ-ЕГАНСКАЯ ПЛОЩАДЬ, СКВ. 10, 2005 г. (КЕРН № 1 - НАЧАЛО). ИНТ. 2766,0-2772,2 м. ПРОХОДКА 6,2 м. ВЫНОС КЕРНА 6,2 м (100 %)

Рис. 1.1. Образец оформления этикетки к керновому ящику

В конце керновой колонки поперек торца перегородки ящика делается зарубка, и с двух сторон от нее подписываются интервалы отбора керна с пометкой «конец керна» (слева) и «начало керна» (справа); стрелкой от начала интервала указывается направление укладки керна. В начале и конце ящика также помещаются этикетки, на которых кроме вышеперечисленных сведений дополнительно указывается номер ящика и «начало керна №___», «продолжение керна №___» или «конец керна №____ » (рис. 1.2).

Маркировка ящиков. Деревянные ящики обязательно снабжаются крышками, что обеспечивает сохранность керна при транспортировке и хранении. Крышка закрепляется на шарнирах, другой край крышки при транспортировке закрепляется гвоздями.

В деревянных ящиках крышки после заполнения ящиков керном забиваются гвоздями, ящики укладываются в штабели для отправки на хранение в кернохранилище.

Во избежание путаницы все ящики нумеруются и маркируются, а в штабеле соблюдается их последовательное размещение.

Подписи делают на торцевых и лицевой сторонах ящика, а также на его крышке. На лицевой стороне подписывается (номер ящика, название площади (месторождения), номер скважины, год отбора, номер керна (его начало, продолжение, конец керна), интервал отбора керна, проходка (метры), выход (вынос) керна (метры, %).

На боковых торцевых сторонах и на крышке ящика подписывается номер ящика, площадь и номер скважины и, в случае необходимости, дублируются другие данные. Кроме этого наносят стрелки, указывающие направление укладки керна.

В левом верхнем углу ящика указывается «верх», в правом нижнем - «низ», соответствующие верхней и нижней частям интервала с отбором керна. Подписывается номер ящика.

Заполненные керном ящики вывозятся со скважины и передаются по акту в стационарное кернохранилище.

Документация керна. На отобранный керн в рабочем журнале составляется ведомость отбора керна, в которой в табличной форме фиксируется информация, получаемая при проходке скважины: номер керна, номера долбления, интервалы отбора керна, вынос керна. Это наиболее стабильная часть данных, которая подлежит уточнению и восстановлению, но фактически не меняется со временем. Основными источниками этих данных являются записи в буровых журналах и на этикетках, сопровождающих керновый материал.

В ведомости указывается также количество ящиков, приводятся сведения поинтервального уложения керна в ящиках, общая длина пройденного с отбором керна интервала и общий выход керна. Вся составленная документация подписывается документатором керна, проставляется дата.

К качеству отбора керна и его документации предъявляются повышенные требования, так как точность любых геологических построений напрямую зависит от того, насколько полно и качественно отобран, уложен и задокументирован керн.[2][6]

1.3 Первичные лабораторные исследования

1.3.1 Отбор образцов

Отбор образцов керна для анализа зависит от поставленных задач. Для выяснения общего характера битуминозности изучаемых отложений образцы весом 50-100 г отбираются через 3-5 м. При частой перемежности пород интервалы отбора могут быть уменьшены до 0,5-1,0 м, а при однородном разрезе - увеличены до 10 м. Для корреляции отложений необходимо делать отбор керна через 1-2 м.

Образцы должны быть тщательно упакованы в чистую плотную бумагу. Если образцы сильно битуминозны, то их необходимо завернуть в несколько слоев бумаги и изолировать от других образцов. Парафинировать их не рекомендуется. Для анализа берется средняя (внутренняя) часть образца.

При отборе образцов из скважин надо тщательно следить за тем, чтобы они были чистыми, не содержали примазок глинистого раствора или буровой смазки. Образцы из обнажений должны быть наиболее свежими и тщательно обколотыми. Каждый образец должен сопровождаться этикеткой, на которой указывается его номер, место, глубина и время отбора для анализа, первичная характеристика, а также время бурения и фамилия отбиравшего образец.[1]

1.3.2 Люминесцентно-битуминологический анализ

Люминесценция - это свечение некоторых веществ, возникающее под действием света, радиоактивного и рентгеновского излучения, электрического поля, а также при химических реакциях и химических воздействиях. По длительности люминесценцию делят на флуоресценцию и фосфоресценцию. При флуоресценции свечение исчезает сразу же после прекращения облучения, а при фосфоресценции свечение остается на некоторое время после облучения. Люминесценция, вызываемая светом, называется фотолюминесценцией. Возникает она из-за перехода электронов в возбужденное состояние при поглощении веществом световой энергии определенного диапазона длин волн.

Люминесцентно-битуминологический анализ представляет собой совокупность наблюдений за люминесценцией битуминозных веществ (БВ) или битумоидов, находящихся в горных породах, и применяется для решения следующих научных и практических задач:

- происхождения и миграции углеводородов (УВ);

- стратификации геологических разрезов;

- первичной диагностики битуминозности горных пород и обнаружения нефтенасыщенных пластов;

- корреляции и выделения маркирующих горизонтов и нефтенасыщенных пластов;

- сопоставления нефтей по их качественным характеристикам и анализа компонентов нефтей, имеющих в своем составе ароматические соединения;

- составления карт распределения битуминозности по горизонтам, вскрытым различными скважинами или обнажениями;

- выявления ореолов рассеяния БВ над нефтяной залежью;

- предварительной характеристики группового состава битумов;

- выделения типов органического вещества (ОВ).

Люминесцентно-битуминологический анализ имеет следующие особенности:

- экспрессность или оперативность выполнения;

- высокую чувствительность, в результате чего необходимо малое количество анализируемого вещества (доли миллиграмма);

- использует сравнительно простую аппаратуру и технику эксперимента;

- возможность изучения каменного материала, жидкостей и капиллярных вытяжек;

- возможность изучения сложных смесей любой молекулярной массы;

- возможность визуальных наблюдений;

- высокую наглядность получаемых результатов;

- большой объем получаемых определений;

- применимость при всех видах геологических работ и на всех стадиях геологоразведочного процесса.

В настоящее время растворимые в органических растворителях БВ осадочных горных пород изучаются экстрагированием различными растворителями с последующим исследованием экстрактов разнообразными способами. Для больших содержаний БВ, характеризуемых единицами процентов и выше, широко применяется различного вида химический битуминологический анализ (элементарный, компонентный, фракционный и др.). Изменение (осмоление или окисление) БВ, происходящее в процессе химического анализа под влиянием температуры, давления и других факторов, в большинстве случаев составляет ничтожный процент по отношению к количеству анализируемого БВ.

При малом содержании БВ (менее 1%) роль изменений (осмолений), происходящих при химическом анализе, значительно возрастает, поэтому применение перечисленных видов химического анализа становится ограниченным, а в отдельных случаях, при содержании 10-1% и менее, просто невозможным.

В таких случаях изучать экстракт наиболее целесообразно при помощи оптического анализа, разновидностью которого является люминесцентный анализ. Применительно к изучению БВ, рассеянных в осадочных горных породах, люминесцентный анализ получил название люминесцентно-битуминологического.

Люминесцентно-битуминологический анализ основан на существующей зависимости между количественным содержанием и качественным составом БВ с одной стороны и комплексом их люминесцентных свойств с другой.

К комплексу люминесцентных свойств БВ относятся: цвет люминесценции; интенсивность люминесценции; наличие фосфоресценции, её продолжительность и яркость.

Возбуждение люминесценции БВ производится ультрафиолетовыми лучами с длиной волны 366 нм.

Цвет люминесценции зависит от качественного состава изучаемых БВ и нефтей. Его можно наблюдать как в природных объектах, так и в органических растворителях и на капиллярных вытяжках. Цвет люминесценции определяется визуально или на специальных приборах - флуориметрах.

Интенсивность или яркость люминесценции БВ зависит от их индивидуальных свойств и концентрации. При малых концентрациях интенсивность люминесценции БВ прямо пропорциональна их концентрации, а при больших концентрациях эта зависимость нарушается. Связано это с явлением так называемого концентрационного тушения. Измерение интенсивности люминесценции является основой для определения количественного содержания БВ.

Точность анализа зависит от полноты экстракции БВ и правильного подбора эталонных коллекций, которые должны быть приготовлены из битумоидов близких по качественному составу к исследуемым БВ. При этом проводить измерения надо в пределах малых концентраций.

Для сопоставимости получаемых результатов необходимо соблюдать следующие условия.

1. Образцы для анализов должны быть отобраны по возможности одновременно или с небольшим разрывом (от двух недель до одного месяца).

2. Использовать одни и те же источники ультрафиолетового излучения и стандартные светофильтры.

3. Использовать постоянное напряжение электрической сети.

4. Производить стандартное приготовление реактивов. Использовать одну и ту же марку хроматографической или фильтровальной бумаги. Пробирки должны быть одной марки стекла и одного размера.

5. Эталоны должны быть приготовлены в строго стандартных условиях.

6. Определение количественного содержания БВ следует проводить одновременно по капиллярным жидкостным эталонным коллекциям.

7. Терминология записей в журналах должна быть единой.

Выявление своеобразных эффектов люминесценции для каждого сочетания количественных и качественных соотношений компонентов, входящих в состав растворимой части ОВ горных пород, достигается путем одновременного использования ряда физико-химических свойств этих веществ. К числу таких свойств, помимо люминесценции, относятся: сорбция, поверхностное натяжение, избирательная растворимость и другое.

При производстве полного люминесцентно-битуминологического анализа используется ряд следующих друг за другом (по мере возрастающей точности) анализов этого вида.

Анализы всех этих видов по существу основаны на определении цвета и яркости люминесценции битумоида, находящегося в той или иной среде: горной породе, растворе, капилляре. В соответствии с этим анализы различных видов вошли в практику под следующими названиями: капельно-люминесцентный, эталонно-люминесцентный, капиллярно-люминесцентный, адсорбционно-люминесцентный и компонентно-люминесцентный.

С различной степенью точности люминесцентно-битуминологические анализы всех перечисленных видов преследуют решение одной задачи - получение качественной характеристики БВ и количественной оценки его содержания в осадочной горной породе. Эта задача может быть правильно решена только последовательным выполнением анализов всех перечисленных видов, каждый из которых в соответствии с решаемой задачей, требующей определенной точности, может иметь, кроме того, и самостоятельное значение. Например, для диагностики или грубой оценки содержания битума в образце горной породы часто бывает достаточно лишь капельно-люминесцентного анализа. Для характеристики количественного содержания масел, смол и асфальтенов в битуме должен быть использован только компонентно-люминесцентный анализ.

Отобранные образцы просматриваются в ультрафиолетовых лучах, что позволяет выявить характер распределения БВ, ориентировочно оценить их качественный состав и количественное содержание. В ультрафиолетовых лучах без специальной подготовки, но после предварительного освещения, могут изучаться поверхности образцов любого размера.

Люминесцентный анализ позволяет выявить битуминозные текстуры, то есть характер распределения БВ в горных породах. Битуминозные текстуры в основном подразделяются на равномерные и неравномерные, селективно-насыщенные линзовидные и слоистые, поровые, обломочные, цементные, биоморфные, кавернозные, трещинные и другие.

Равномерная битуминозная текстура свойственна однородным битуминозным песчаникам, известнякам, мергелям, глинам. В ультрафиолетовых лучах такая текстура наблюдается по сплошному ровному свечению всех поверхностей образца, как у сингенетичных БВ, так и у эпигенетичных.

Неравномерная (пятнистая) битуминозная текстура БВ наблюдается в карбонатных, изредка в глинистых и алевролитовых породах. В ультрафиолетовых лучах она обнаруживается по свечению пятен и участков различной формы.

Для обнаружения и подтверждения наличия битуминозных структур часто бывает недостаточно только одного облучения ультрафиолетовыми лучами. В таких случаях необходимо применять капельно-люминесцентный анализ, который дает ориентировочную оценку качественного и количественного состава битумоидов.

Капельно-люминесцентный анализ играет важную роль и совершенно необходим при изучении трещиноватых пород (карбонатных, метаморфических, изверженных), так как с помощью этого анализа можно судить о характере распределения битумоидов в этих породах.

Техника анализа заключена в том, что порода измельчается и на ее поверхность наносится капля нелюминесцирующего растворителя. Такими растворителями, которые применяются при люминесцентно-битуминологическом анализе являются:

- хлороформ;

- спиртобензол;

- бензол;

- петролейный эфир;

- четыреххлористый углерод.

При нанесении капли растворителя на породу необходимо обращать внимание на форму появившегося люминесцирующего пятна, на цвет его люминесценции и изменение цвета по мере испарения растворителя.

Форма пятна ориентировочно характеризует количественное содержание битумоида в породе. При большом его содержании капля растворителя не растекается по поверхности измельченной породы и ярко люминесцирует. При меньшем содержании битумоида люминесцирует только кольцо, а при очень малом содержании люминесцируют только точки.

Цвет пятна характеризует качество битумоида. Например, желтый цвет люминесцирующего пятна, переходящий при испарении хлороформа в коричневый, говорит о наличии в породе «тяжелого» битумоида, содержащего значительное количество асфальтенов и смол. Пятно желто-голубого цвета, которое быстро исчезает, свидетельствует о том, что данная порода содержит легкий битумоид, состоящий из большого количества масел.

По результатам капельно-люминесцентного анализа делается предварительное заключение о количественном и качественном составе битумоидов и о характере их распределения в горной породе.

Более точно тип битумоида и его количественный состав определяется на следующем этапе анализа.

Для определения количественного содержания битумоидов в полученных хлороформенных экстрактах из горных пород необходимо иметь наборы растворов битумоидов с известной концентрацией - жидкостные и капиллярные эталонные коллекции, сделанные из основных типов битумоидов: легкого, маслянистого, маслянисто-смолистого, смолистого и смолисто-асфальтенового. Определение количественного содержания БВ методом сравнения с эталоном является самым распространенным в соответствии с таблицей 1.1.

Таблица 1.1

Содержание битумоидов в эталонах для определения количественного содержания хлороформенных битумоидов

№ Эталона	Содержание битумоидов, г/дм3	Содержание битумоидов в пробе породы, % вес при количестве растворителя 10 см3
		проба 1,0 г	проба 2,0 г
1	2	3	4
1	0,0000025	0,0025	0,0012
2	0,000005	0,005	0,0025
3	0,00001	0,01	0,005
4	0,00002	0,02	0,01
5	0,00003	0,03	0,015
6	0,00004	0,04	0,02
7	0,00006	0,06	0,03
8	0,00008	0,08	0,04
9	0,00012	0,12	0,06
10	0,00016	0,16	0,08
11	0,00024	0,24	0,12
12	0,00032	0,32	0,16

При приготовлении эталонной коллекции для удобства расчетов плотность хлороформа условно принимается равной 1,0 г/см3. На точность анализа это не сказывается, так как окончательный пересчет производится на содержание БВ в породе, а не в растворе.

Для правильного определения количественного содержания битумоидов в растворе необходимо подобрать эталонную коллекцию, с которой будет проводиться сравнение. Для этого сопоставляют люминесценцию жидкостного раствора битумоида с жидкостными и капиллярными эталонными коллекциями битумоидов.

После подбора коллекции определяется количественное содержание битумоида в исследуемом экстракте. Определение проводится путем сравнения яркости и цвета люминесценции испытуемого раствора и капиллярной вытяжки с эталонами выбранной коллекции. Эталон должен соответствовать исследуемому раствору битумоида по цвету и интенсивности люминесценции, а также по цвету люминесценции и ширине люминесцирующей зоны на капиллярных вытяжках. Процентное содержание битумоида в исследуемом образце определяется по формуле:

%,

где, а - содержание битумоида в подобранном эталоне, г/см3; в - количество хлороформа, см3; d - навеска горной породы, г.

При большом содержании углеводородных компонентов наблюдается несоответствие слабого свечения экстракта и большой ширины капиллярной вытяжки. В этом случае определение количественного содержания битумоида необходимо производить не по жидкостной, а по капиллярной эталонной коллекции путем сопоставления ширины зон.

Определение качественной характеристики битумоидов хлороформенного экстракта осуществляется по цвету люминесценции капиллярных вытяжек и растворов. При этом различаются следующие условные группы:

I - легкий битумоид (ЛБ);

II - маслянистый битумоид (МБ);

III - маслянисто-смолистый битумоид (МСБ);

IV - смолистый битумоид (СБ);

V - смолисто-асфальтеновый битумоид (САБ).

Данные группы характеризуются следующей люминесценцией.

Первая группа (ЛБ) - свечение раствора слабое или отсутствует. Цвет капиллярных вытяжек беловато-голубой. Это характерно для битумоида, богатого легкими УВ.

Вторая группа (МБ) - растворы люминесцируют синим, голубым и фиолетовым цветами. Цвета люминесценции капиллярных вытяжек яркие: белые, голубовато-желтые и от беловато-желтых до беловато-голубых. Битумоиды богаты маслами.

Третья группа (МСБ) - растворы битумоидов люминесцируют голубыми, голубовато-серыми, беловато-голубыми цветами, а цвета капиллярных вытяжек - желтые, оранжевато-желтые и от оранжевых до светло-коричневых. Данные битумоиды содержат до 50% смол.

Четвертая группа (СБ) - растворы люминесцируют от голубовато-белого до белесовато-желтого цвета, а капиллярные вытяжки - оранжевато-коричневым, светло-коричневыми и коричневым цветом. Битумоиды в основном содержат смолы, с примесью асфальтенов.

Пятая группа (САБ) - растворы битумоидов желтые и серовато-желтые, а капиллярные вытяжки - от коричневых до почти черных цветов с различными оттенками. Битумоиды данной группы содержат большое количество смол и асфальтенов.

Классификация битумоидов дана в таблице 1.2. При этом типы битумоидов по их люминесцентной характеристике показаны по В.Н. Флоровской, а химическая характеристика выделенных типов - по С.С. Гейро.

Таблица 1.2.

Классификация битумоидов по люминесцентной характеристике и компонентному составу

Типы битумоидов и их люминесцентная характеристика	Типов битумоидов и их химическая характеристика
I. Белесовато-голубые тона высокой интенсивности и тусклые тона	I. Углеводородные флюиды, не содержащие смол и асфальтенов
II. Белые, голубовато-желтые, беловато-желтые цвета	II. Нефти и битумоиды с низким содержанием смол, незначительным содержанием или отсутствием асфальтенов
III. Желтые, оранжево-желтые вплоть до светло-коричневых цветов	III. Нефти и битумоиды, в которых содержание масел составляет 60%, асфальтенов 1-2%
IV. Оранжево-коричневые, светло-коричневые и коричневые цвета	IV. Битумоиды и нефти с повышенным содержанием асфальтенов, от 3 до 20%
V. Темно-коричневые и черные цвета	V. Битумоиды, содержащие асфальтенов более 20%

Количественная оценка содержания битумоидов определяется в баллах по эталонам.

1.3.3 Карбонатометрия

Карбонатометрия проводится специальными приборами карбонатометрами, служит для определения массовой доли кальцита, доломита и нерастворимого минерального остатка в образцах горных пород.

Принцип работы карбонатомера заключается в непрерывном измерении давления и температуры углекислого газа, выделяющегося в реакционной камере во время реакции карбонатных веществ с соляной кислотой и расчёте массовых долей кальцита и доломита в образце, основанном на различии кинетики их взаимодействия с кислотой.[5]



2. КОМПЛЕКС РАБОТ С КЕРНОВЫМ МАТЕРИАЛОМ, ВЫПОЛНЕННЫЙ НА СКВАЖИНЕ 56-П В 2012 ГОДУ НА СОРОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1 Краткий географо-экономический очерк района

Соровское месторождения находится на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры в Нефтеюганском районе на юге Ханты-Мансийского автономного округа. В его пределах выделен Восточно-Вуемский лицензионный участок. Общая площадь участка недр составляет 317,1 км2.

Участку недр придан статус горного (в пределах запасов С1+С2) и геологического отводов.

На территории лицензионного участка находятся три родовых участка (Кайнов Н.П., Каюков Ф.Ф., Коганчин Е.А.). Частично, на севере, участок недр попадает на территорию Памятника истории и культуры коренных народов севера «Соровские озера».

Лицензионный участок находится во Фроловской нефтегазоносной области Салымском нефтегазоносном районе и занимает зону сочленения Верхнесалымского мегавала и Ямского прогиба. С севера и запада к участку примыкает неразрабатываемый Восточно-Салымский лицензионный участок НК «Роснефть», с востока неразрабатываемый лицензионный участок Юганский 5 - ОАО «Сургутнефтегаз». Основные перспективные объекты - нижне-средне-верхнеюрский комплекс, неокомские отложения, мощность этажа нефтегазоносности достигает (по данным соседних участков) 1300 м. Глубина залегания залежей 2000-3300 м, дебиты нефти при фонтанировании достигают 100 м3/сут.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и держится до конца апреля, а в лесных массивах до начала июня. Толщина снежного покрова до 0.7 м, в пониженных участках до 1.5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1.5 м. Период ледостава начинается в конце октября, а вскрываются реки в середине мая. На сухих песчаных почвах произрастают хвойные леса (сосна, ель, кедр). Поймы рек покрыты зарослями тальника. Широко развит смешанный лес - осина, береза, хвойные. Животный мир довольно разнообразен. Обитают лось, олень, медведь, белка, глухарь, тетерев, куропатка, рябчик, бурундук и другие.

Изучаемая территория находится в зоне разобщенного залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород. Приповерхностные мерзлые грунты наблюдаются на водоразделах под торфяниками. Толщина их зависит от уровня грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0°С.[4]

2.2 Краткие сведения о проведенных геологоразведочных работах

В 2009-2010 г. проведены сейсморазведочные работы МОГТ 3D в границах горного отвода (215 км2) и МОГТ 2D в границах геологического отвода. Пробурено 7 скважин: 3 разведочных (51-Р, 52-Р, 53-Р) и 4 поисковых (54-П, 55-П, 56-П, 57-П). Общая проходка по поисково-разведочному бурению составила 21,8 тыс.м.

В 2012 году, в результате бурения и испытания поисковых и эксплуатационных скважин, на ГКЗ РФ дважды рассматривались оперативные подсчеты запасов по Соровскому месторождению. В августе - по пластам Ю2-4, БС7-2 и АС10ач, в ноябре - по пластам АС10, БС7-0 и Ач. По состоянию на 01.01.2013 г. геологические запасы по участку составили 89,2 млн.т., извлекаемые - 28,5 млн. т.

В 2011 г. на ЦКР утвержден первый проектный документ на разработку - «Проект пробной эксплуатации Соровского месторождения» (исполнитель ООО «ЭкспертГрупп»).

В 2012 г. начато бурение эксплуатационных скважин на кусту № 2 Соровского месторождения. Работы по строительству скважин по договору подряда выполняет ООО «КЦА ДОЙТАГ Дриллинг ГмбХ». В настоящее время пробурены и закончены освоением все 15 скважин, заканчиваются работы по обустройству куста № 2.

Соровское месторождение введено в эксплуатацию 22.12.2012 года. Запущены в работу первые эксплуатационные скважины.

В зимний период 2013 г. добытую на месторождении нефть планируется вывозить на ПСП нефтевозами. После запуска в эксплуатацию нефтепровода (май 2013 г.) нефть будет поступать на ПСП по проектной схеме.

Продолжаются работы по строительству ЦПС на Соровском месторождении, нефтепровода от ЦПС месторождения до пункта приема-сдачи нефти на НПС «Муген» протяженностью 68 км. Пункт приема-сдачи нефти завершен строительством на 95%.[4]

2.3 Стратиграфия

Геологический разрез Соровского месторождения сложен мощной толщей 3235 м терригенных отложений осадочного чехла мезозойско-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания по сланцам палеозойского возраста.

Мезозойская эратема, MZ

Юрская система, J

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

В ее составе выделяются тюменская (J1-2), абалакская и баженовская свиты (J3).

Нижний-средний отделы нерасчлененные, J1-2

Горелая свита (J1-2gr) континентального генезиса представлена глинисто-песчаной толщей с редкими прослоями углей и углистых глин. Песчаный пласт, залегающий между ними, формирует пласт-коллектор ЮС10, для которого флюидоупором служит региональная пачка радомских глин.

Тюменская свита (J1-2tm), представлена комплексом континентальных образований и сложена неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Для пород свиты характерна тонкая горизонтальная, реже косая слоистость, обилие углистого растительного детрита, иногда встречаются раковины моллюсков, конкреции пирита, слои угля (3-7 м), также можно наблюдать отпечатки листьев и стеблей растений. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Толщина горелой и тюменской свит составляют 339 м.

Верхний отдел, J3

Абалакская свита (J3ab) сложена темно-серыми до черного цвета, участками изветковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты составляет 32 м.

Баженовская свита (J3bg) представлена темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 92 м.

Меловая система, K

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел включает отложения ахской, черкашинской, алымской, покурской свит, верхний - отложения кузнецовской, березовской, ганькинской свит.

Нижний отдел, K1

Ахская свита (K1ah) представлена преимущественно глинистыми отложениями с редкими прослоями песчаников и алевролитов, встречается растительный детрит. Толщина свиты составляет 610 м.

Черкашинская свита (K1chr) залегает на породах ахской свиты и представляет собой равномерное чередование пластов и пачек песчаников, алевролитов и глин морского и прибрежно-морского генезиса. Песчаники серого цвета, мелко- и среднезернистые, слюдистые, иногда известковистые, с глинистым цементом, с включением углистых остатков. Алевролиты светло-серые с присыпками тонких чешуек слюды на поверхности наслоения. Аргиллиты темно-серые и серые, прослоями зеленоватые. В аргиллитах часто встречаются тонкие пропластки алевролитов и песчаников, образуя вместе единые тела. Толщина свиты составляет 265 м.

Алымская свита (K1al) слагается уплотненными глинами темно-серыми, слабо алевритовыми, однородными, с обугленным растительным детритом. Толщина свиты составляет 45 м.

Покурская свита (K1pk) объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов и представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. Толщина свиты составляет 790 м.

Верхний отдел, K2

Кузнецовская свита (K2kz) согласно перекрывается отложениями березовской свиты. Сложена глинами серыми и зеленовато-серыми, с зернами глауконитита. Встречаются остатки пиритизированных водорослей, раковин двустворок и чешуя рыб. Свита является региональным репером. Толщина свиты составляет 50 м.

Березовская свита (K3br) представлена опоками серыми и голубовато-серыми, глинами тонко отмученными, темно-серыми, прослоями опоковидными. Толщина свиты составляет 120 м.

Ганькинская свита (K3gn) завершает разрез меловых отложений. Свита выдержана по литологическому составу и представлена глинами серыми, светло-серыми с зеленоватым оттенком и глинами известковистыми, серыми и светло-серыми, чередующимися между собой в сложном сочетании с прослоями алевритовых разностей, с пиритизированными водорослями, редкими зернами глауконита, с обломками раковин моллюсков. Толщина свиты 50 м.

Кайнозойская эратема, KZ

Палеогеновая система, P

Отложения системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом. Накопление основной части осадков происходило в морских условиях и только в верхней части появляются породы прибрежно-морского и континентального отложения. В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты.

Палеоцен, P1

Талицкая свита (P3tl) начинает разрез палеогена. Свита литологически расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита представлена глинами темно-серыми с коричневатым оттенком, слабо алевритовыми, тонко отмученными.

Верхняя подсвита сложена глинами темно-серыми с линзочками алевролитов и кварц-глауконитовых песчаников. Толщина свиты 180 м.

Эоцен, P2

Люлинворская свита (P2ll) объединяет глинистые морские осадки нижнего, среднего и нижнего эоцена и литологически разделяется на три подсвиты.

Нижняя подсвита представлена опоками, глинами опоковидными, с редкими прослоями глауконитовых песчаников.

Средняя подсвита сложена глинами тонкоотмученными, светло-серыми с бледновато-желтым оттенком.

Верхняя подсвита сложена глинами тонко отмученными светло и зеленовато-серыми с прослоями желтовато-серых глинистых диатомитов. Толщина свиты 190 м.

Олигоцен, P3

Тавдинская свита (P3tv) сформировалась в морских условиях. Отложения свиты приурочены к верхнему эоцену и нижнему олигоцену, представлены глинами зеленовато-серыми, прослоями листоватыми, алевритовыми, с прослоями алевритов и остатками обугленных листьев и стеблей растений (в верхней части свиты). По всему разрезу свиты встречаются стяжения коричневато-серого сидерита и остатки раковин двустворок различной степени сохранности. Толщина свиты 160 м.

Атлымская свита (P3at) согласно перекрывается породами новомихайловской свиты и сложена светло-серыми, почти белыми, преимущественно кварцевыми песками, алевритами, с подчиненными прослоями коричневато-зеленых глин, с обугленными остатками стеблей и листьев растений. Толщина свиты 40 м

Новомихайловская свита (P3nv) представлена неравномерным переслаиванием песков и глин. Пески серые и светло-серые, преимущественно тонкозернистые, кварцево-полевошпатовые с включением растительных остатков. Глины коричневато-серые, песчано-алевритистые, неяснослоистые с прослоями бурых углей и обломков древесины. Толщина свиты составляет 180 м.

Туртасская свита (P3tr) сложена глинами коричневато-серыми, алевролитами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми, с прослоями диатомитов и кварцевых песков. Толщина свиты 30 м.

Четвертичная система, Q

Образования четвертичной системы перекрывают отложения палеогеновой системы и сложены аллювиальными, озерно-аллювиальными осадками. Осадки представлены супесями, серыми и желтовато-серыми, песками с прослоями песчаных глин и суглинков, а также торфяниками и галечником. Для этих отложений, в отличие от нижележащих, характерна пресноводная фауна. Общая толщина четвертичных отложений на Соровском месторождении составляет 90-100 м.

2.4 Тектоника

Западно-Сибирская плита (ЗСП) представляет собой молодой комплекс земной коры в виде огромной зоны прогибания, в котором выделено три структурных этажа (снизу вверх): складчатый палеозойско-допалеозойский, параплатформенный (промежуточный) и осадочный мезозойско-кайнозойский. Толщина осадочного чехла возрастает от районов обрамления впадины к центру до 8-9 км, залегающего несогласно на гетерогенном фундаменте. В региональном тектоническом плане Соровское месторождение, согласно тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты (главный редактор В.И. Шпильман, 1998 г.), расположено в пределах Верхнесалымского мегавала между Ханты-Мансийской котловиной и Ямским прогибом. Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.

По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения условно выделяется Безымянное поднятие. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б». В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие.

2.3 Результаты изучения керна с разведочной скважины 56-П

Керн отбирался из разведочной скважины 56-П для определения литолого-петрофизических характеристик и структурно-текстурных свойств продуктивных отложений Соросовского месторождения (табл. 2.1).

Таблица 2.1.

Интервалы керноотбора на скважине 56-П

№	Интервал отбора, м	Вынос породы, %	Стратиграфическое положение
1	2	3	4
1	2135-2171	97,7	Черкашинская свита
2	2475-2500	96,0	Ахская свита
3	2669-2678	100
4	2700-2709	100
5	2721-2730	100
6	2742-2751	100
7	2835-2844	100
8	2883-2922	100	Баженовская свита
9	2947-2960	100	Абалакская свита
10	2960-2970	100	Тюменская свита
11	2980-2990	100
12	3012-3034	96,8
13	3100-3113	100	Горелая свита

В итоге общая проходка с отбором керна 215 м, вынос керна составил 212 м, с признаком УВ составило 20,35 м от общего выноса.

2.3.1 Черкашинская свита

Отбор керна в черкашинской свите проходил в интервале 2135-2171 м. По всему отбору керна наблюдается переслаивание песчаников и аргиллитов (табл. 2.2.).

Песчаники от светло-серого до серого, кварцевые, мелкозернистые, алевритистые, массивные, средней крепости, на глинистом цементе порово-базального типа, с редкими включениями тонкого углистого материала, слюды. Слоистость тонкая, волнистая, субгоризонтальная, линзовидная, обусловлена прослоями аргиллитов темно-серых, алевритистых, до алевритовых, плотных, средней крепости.

Люминесцентно-битуминологический анализ показал, что песчаники в основном насыщены легкими битумоидами, на это указывают слабое или отсутствующее свечение люминесцирущего раствора и беловато-голубой цвет капиллярных вытяжек. Количественная оценка содержания битумоидов по люминесцирующему участку дает очень низкие содержания (1 балл - точки). Песчаники без признаков УВ на свежем сколе.