Анализ разработки пласта объекта Д3 "Западно-Коммунарское месторождение". Коммунарское месторождение нефти


«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Федеральное агенство по образованию

Самарский Государственный Технический Университет.

Нефтетехнологический факультет

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

на тему» Анализ разработки пласта, объекта Д3

Западно-Коммунарское месторождение»

ВЫПОЛНИЛ Студентка 4-НТ-7

Царькова Ксения Игоревна

ПРОВЕРИЛ Руководитель курсового проекта

Кузнецова Татьяна Ивановна

Допуск к защите _____________________

(дата)

_________________

(оценка и роспись руководителя)

Самара 2011

Задание по сбору информации для курсового проекта по дисциплине «разработка нефтяных месторождений»

Студент Царькова К.И. по месторождению Западно-Коммунарское

Пласт Д3

Курсовой проект состоит из двух частей: геологической и технологической.

1.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Включает следующие пункты:

    1. Общие сведения о месторождении

    2. Стратиграфия

    3. Коротко тектонику

    4. Коллекторские свойства пласта (проницаемость, пористость, неоднородность пласта, коэф. песчанистости, расчлененности)

    5. Физико-химические свойства нефти, воды, газа

    6. Параметры для подсчета запасов балансовых и извлекаемых, коэффициент нефтеотдачи.

ЭТИ ДАННЫЕ БРАТЬ В ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ И ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТАХ: ТЕХСХЕМЕ, ПРОЕКТЕ РАЗРАБОТКИ И Т.Д

  1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Для выполнения курсового проекта нужны следующие данные:

1 Фактические показатели разработки с начала эксплуатации или график разработки на 01.01.11г.

2 Проектные и фактические показатели за 2006-2010 год (или проектные показатели из последнего проектного документа)

3 Технологические режимы работы скважин (декабрьский или четвертого квартала)

4 Фонд скважин по заданному пласту. Причины выхода в бездействие добывающих и нагнетательных скважин.

Из последнего проектного документа разработки выписать для анализа показателей разработки пласта данные: причины увеличения обводненности, изменения дебитов нефти и жидкости, причины не выполнения добычи нефти и т. д. Собрать данные по выполняемым геолого- техническим мероприятиям по анализируемому пласту.

ГРАФИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ

1 График разработки на 01.01.11г

2 Карта текущих отборов на 01.011г

3 Карта начальных нефтенасыщенных толщин

4 Геологический профиль по пласту

5. Структурная карта

СОДЕРЖАНИЕ

Реферат

Введение

1. Геологическая часть………………………………………………..

1.1. Общие сведения о месторождении……………………………...

1.2. Орогидрография………………………………………………….

1.3. Стратиграфия

1.4. Тектоника

1.5. Нефтегазоводоносность

1.6. Коллекторские свойства пласта

1.7. Физико-химические свойства нефти, газа, воды

1.8. Подсчет запасов нефти и газа

ВЫВОДЫ

2. Технологическая часть

2.1. Основные решения проектных документов

2.2. Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

2.2.1.Анализ обводненности залежи в первой стадии разработки……

2.2.2.Анализ применения геолого- технических мероприятий (ГТМ)..

2.3. Характеристика системы воздействия на пласт………………….

2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.

2.4.1. Характеристика фонда скважин

2.4.2. Анализ отборов нефти и жидкости и дебитов скважин

2.4.3. Анализ обводнения залежи

2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

2.6. Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами

      1. Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных толщин.

      2. Определение проницаемости пласта по карте изобар

2.7. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки.

2.8. Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий

ВЫВОДЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

1 — Основные требования к оформлению

2 — Основные геологические таблицы

3— Пример расчета запасов нефти и газа

4 — Пример построения карт текущих отборов

5 — Оценка коэффициента нефтеотдачи с помощью построенной карты остаточных толщин.

6-Определение проницаемости пласта по карте изобар

ВВЕДЕНИЕ

Анализ разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.

Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.

Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи - это усиление систем заводнения, применения способов регулирования ( циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д)

Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов - массового применения геолого- технических мероприятий (ГТМ).

studfiles.net

Строительство объекта сбора нефти и газа со скважины №173 Западно-Коммунарского месторождения

Номер закупки КС18-85 дата публикации информации о закупке (МСК) 03.11.2017 - 09:55 (последние изменения от 14.02.2018 - 09:56)Срок подачи заявок c 03.11.2017 - 09:49 по 21.11.2017 - 23:30Способ закупки - Запрос предложений Статус закупки - Архив

Организатор

АО "Самаранефтегаз"Инн: 6315229162КПП: 997150001ОГРН: 1026300956990Адрес: г. Самара

Общий классификатор закупки

строительно-монтажные работы

Сведения о начальной (максимальной) цене договора (цене лота)

не объявляются

Ссылка на закупку на электронной торговой площадке

Информируем Вас о том, что закупка проводится в электронной форме (заявки принимаются только в электронном виде) и на ЭТП ТЭК-Торг секция ПАО «НК «Роснефть» (https://rn.tektorg.ru) опубликовано извещение и размещена документация о проведении указанной процедуры:РН711236

Требования к участникам Устанавливаются требования к отсутствию информации об участниках закупки в реестре недобросовестных поставщиков

Лоты

Контактная информация (процедурные вопросы)

Курносов Дмитрий Михайлович

АдресРФ, 443071, г. Самара, Волжский проспект, 50

Телефон+7(846) 213-55-66

Контактная информация (технические вопросы)

Калмыков Дмитрий Сергеевич

АдресРФ, 443071, г. Самара, Волжский проспект, 50

Телефон:8-846 – 2135689

Пакет документов

Вернуться на страницу закупок

zakupki.rosneft.ru

Нижний отдел

Нижний отдел представлен ассельским, сакмаро-артинским и кунгурским ярусами. Сложены они доломитами, иногда переслаивающимися с известняками и ангидритами. Толщина нижнего отдела достигает 303 м.

В отложениях кунгурского яруса выделяется газонасыщенный пласт KIIа, газонасыщение которого выявлено на Чаганском поднятии по данным ГИС и опробования ИПГ. Пласт сложен известняками серыми и тёмно-серыми, мелкокристаллическими, плотными, прослоями кавернозными и доломитами пелитоморфными.

Верхний отдел

Верхняя пермь представлена уфимским, казанским и татарским ярусами. Отложения уфимского яруса сложены, в основном, мергелями иногда с прослоями сульфатных пород. Казанский ярус включает в себя калиновскую, гидрохимическую и сосновскую свиты. Калиновская свита сложена преимущественно известняками, в виде прослоев встречаются глины. Гидрохимическая свита представлена ангидритами с прослоями доломитов и гипсов. Сосновская свита сложена доломитами, мергелями, с прослоями ангидритов. Татарский ярус сложен, в основном, глинами, алевролитами и песчаниками. Известняки и доломиты играют подчинённую роль и встречаются, в основном, в нижней части яруса.

Толщина отложений верхней перми колеблется от 264 до 370 м.

Скоплений нефти и газа пермские отложения не содержат.

КАЙНОЗОЙ

Неогеновая система.

С размывом на отложениях татарского яруса залегают песчано-глинистые осадки неогена толщиной от 0 до 119 м.

Четвертичная система

Завершается разрез широко распространенными по площади четвертичными осадками, представленными глинами, суглинками, алевролитами и разнозернистыми песками, толщиной от 1 до 37 м.

1.4. Тектоника

Западно-Коммунарское месторождение нефти в региональном плане по поверхности кристаллического фундамента и терригенному девону приурочено к западной бортовой части Бузулукской впадины. По отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к юго-западному (внешнему) борту Муханово-Ероховского прогиба (рис. 1.2). Рис. 1.2

Для района Западно-Коммунарского месторождения от Можаровского до Мало-Малышевского поднятия характерно региональное погружение палеозойских отложений в юго-восточном направлении. Градиент погружения возрастает с глубиной от 9 м на 1 км по горизонту «В», до 21 м на 1 км по горизонту «А». Это осложняет локальные выступы фундамента, объединенные условно в непротяженные гряды (валы) и разделяющие их прогибы. По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведенных в 2005 году в пределах Западно–Коммунарского месторождения, на Можаровском и Шарлыкском поднятиях поверхность кристаллического фундамента погружается от абс. отм. минус 3075 м до 3150 м, на Чаганском и Пеньковском поднятиях от абс. отм. минус 3146 м до 3200 м и отмечается блоковое его строение. На формирование структурных планов по отражающим горизонтам «Т» и «У» значительное влияние оказало наличие Муханово-Ероховского прогиба. В восточной части участка, при сохранении общего структурного плана, он делится на внутреннюю и внешнюю бортовые зоны МЕП. Шарлыкское и Можаровское поднятия относятся к внешней бортовой зоне. Выше по разрезу отмечаются изменения размеров, конфигурации и амплитудной выразительности, иногда происходит выполаживание структурных форм, иногда поднятия в виде замкнутых не выделяются и им соответствуют структурные носы. В восточной части площади в субмеридиональном направлении картируются Низовский и Западно-Пеньковский локальные выступы. Вдоль западной границы участка прослежен фрагмент Сидоровского-Георгиевского грабенообразного прогиба, борта которого осложнены разрывными нарушениями. По отражающему горизонту «Д», сопоставляемому с поверхностью терригенных отложений девонского возраста, Сидоровско-Георгиевский прогиб не выделяется. Над северо-западным склоном локального выступа, осложняющего по отражающему горизонту «А» западный борт Сидоровско-Георгиевского ДГП, картируется Чаганское поднятие. Низовское и Пеньковское поднятия осложняют непротяженную приподнятую зону субмеридиональной ориентации, ограниченную сбросами того же направления. По отражающему горизонту «У», сопоставляемому с кровлей бобриковского горизонта, над куполами Чаганской структуры картируется единое локальное поднятие северо-восточной ориентации. Размер Пеньковского поднятия уменьшается. По данным бурения и данным сейсморазведки на Чаганском и Пеньковском поднятиях установлены несоответствия структурных планов по отражающим горизонты «У» и «Д» .

studfiles.net

1. Геологическая часть.

1.1. Общие сведения о месторождении.

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары. Вблизи Западно-Коммунарского месторождения находятся Ильменевское, Спиридоновское, Северо-Максимовское, Евгеньевское, Утевское и Дмитриевское месторождения, запасы которых утверждались в ГКЗ. Месторождение обустроено, вблизи проходят нефтепроводы Нижневартовск-Куйбышев (17 км) и Альметьевск-Самара (27,3 км). В районе месторождения расположены действующие водоводы и аммиакопроводы, а также проходят высоковольтные линии электропередачи, линии связи.

Территорию месторождения пересекает асфальтированное шоссе Самара-Богатое. В 10 км к северо-востоку от Западно-Коммунарского месторождения проходит железнодорожная магистраль Самара-Оренбург с узловой станцией Кинель, расположенной в 23 км к северо-западу от месторождения. Ближайшие населенные пункты – с. с. Мал. Малышевка, Красносамарское, Домашка, Максимовка (рис. 1.1).

Климат района континентальный, с жарким и сухим летом и холодной зимой. Средняя годовая температура воздуха составляет +4,4 ºС.

По многолетним данным самым жарким месяцем является июль. Средняя месячная температура воздуха в июле за многолетие – плюс 20,6 ºС. Самым холодным месяцем в году является январь – минус 13,1 ºС. Однако довольно часто наблюдаются годы, когда температура февраля и декабря бывает ниже январской. Абсолютный максимум составляет плюс 39 ºС. Самая низкая температура воздуха минус 43 ºС.

Среднегодовое количество осадков составляет 508 мм.

Рис. 1.1

1.2. Орогидрография.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р. Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +45,8 м до 111,8 м.

Для технического водоснабжения могут использоваться подземные воды аллювиальных образований первой надпойменной террасы р. Самары и четвертичных отложений.

1.3.Стратиграфия

В процессе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на 6 поднятиях Западно-Коммунарского месторождения пробурено 74 скважины, из них породы архейского возраста вскрыли 37 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии – 15 скважин; на Чаганском – 14; на Мало-Малышевском – 2; на Пеньковском – 1; на Можаровском –4 и Шарлыкском –1.

В геологическом строении Западно-Коммунарского месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов залегающих на поверхности кристаллического фундамента архейского возраста. Общая толщина осадочного чехла достигает 3290 м. Расчленение разреза проведено по данным каротажа с учетом керна по глубоким поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам, пробуренным на Западно-Коммунарском месторождении (лист 1).

Ниже приводится краткая характеристика разреза (снизу вверх) согласно стратиграфической схеме 1997 года.

АРХЕЙ

Породы кристаллического фундамента относятся к роговообманковым габброноритам. Максимально вскрытая толщина архея-52 м.

studfiles.net

Анализ разработки пласта объекта Д3 "Западно-Коммунарское месторождение"

Сведения о Западно-Коммунарском месторождении. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика системы воздействия на пласт. Определение эффективности разработки нефтяных залежей. Краткое сожержание материала:

Размещено на

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары. Вблизи Западно-Коммунарского месторождения находятся Ильменевское, Спиридоновское, Северо-Максимовское, Евгеньевское, Утевское и Дмитриевское месторождения, запасы которых утверждались в ГКЗ. Месторождение обустроено, вблизи проходят нефтепроводы Нижневартовск-Куйбышев (17 км) и Альметьевск-Самара (27,3 км). В районе месторождения расположены действующие водоводы и аммиакопроводы, а также проходят высоковольтные линии электропередачи, линии связи.

Территорию месторождения пересекает асфальтированное шоссе Самара-Богатое. В 10 км к северо-востоку от Западно-Коммунарского месторождения проходит железнодорожная магистраль Самара-Оренбург с узловой станцией Кинель, расположенной в 23 км к северо-западу от месторождения. Ближайшие населенные пункты - с. с. Мал. Малышевка, Красносамарское, Домашка, Максимовка (рис. 1.1).

Климат района континентальный, с жарким и сухим летом и холодной зимой. Средняя годовая температура воздуха составляет +4,4 єС.

По многолетним данным самым жарким месяцем является июль. Средняя месячная температура воздуха в июле за многолетие - плюс 20,6 єС. Самым холодным месяцем в году является январь - минус 13,1 єС. Однако довольно часто наблюдаются годы, когда температура февраля и декабря бывает ниже январской. Абсолютный максимум составляет плюс 39 єС. Самая низкая температура воздуха минус 43 єС.

Среднегодовое количество осадков составляет 508 мм.

Рис. 1.1

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р. Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +45,8 м до 111,8 м.

Для технического водоснабжения могут использоваться подземные воды аллювиальных образований первой надпойменной террасы р. Самары и четвертичных отложений.

1.3 Стратиграфия

В процессе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на 6 поднятиях Западно-Коммунарского месторождения пробурено 74 скважины, из них породы архейского возраста вскрыли 37 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии - 15 скважин; на Чаганском - 14; на Мало-Малышевском - 2; на Пеньковском - 1; на Можаровском -4 и Шарлыкском -1.

В геологическом строении Западно-Коммунарского месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов залегающих на поверхности кристаллического фундамента архейского возраста. Общая толщина осадочного чехла достигает 3290 м. Расчленение разреза проведено по данным каротажа с учетом керна по глубоким поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам, пробуренным на Западно-Коммунарском месторождении (лист 1).

Ниже приводится краткая характеристика разреза (снизу вверх) согласно стратиграфической схеме 1997 года.

АРХЕЙ

Породы кристаллического фундамента относятся к роговообманковым габброноритам. Максимально вскрытая толщина архея-52 м.

Девонские отложения, представленные верхним и средним отделами, с размывом залегают на породах кристаллического фундамента.

Средний отдел

Воробъевский горизонт среднего девона живетского яруса сложен глинами черными крепкими, встречаются зеркала скольжения. Толщина горизонта от 8 до 27 м.

Ардатовский горизонт сложен песчаниками, алевролитами, глинами.

В основании горизонта залегает песчаный пласт ДIII, являющийся промышленно нефтеносным. Песчаники светло-коричневые, кварцевые, мелкозернистые, в различной степени алевритистые. Алевролиты темно-серые, сильно песчанистые, содержат обуглившиеся остатки флоры. В верхней части разреза прослеживается прослой плотного известняка (репер «остракодовый известняк»), который перекрывается пачкой глин. Толщина горизонта 58 - 83 м.

Муллинский горизонт залегает в кровле живетского яруса и представлен алевритисто-глинистыми отложениями, иногда с прослоями известняка. Толщина 4 - 20 м.

Верхний отдел

Франский, фаменский ярусы

Отложения среднего девона живетского яруса перекрываются осадками пашийского и тиманского горизонтов верхнего девона франского яруса, сложенных также терригенными породами.

Пашийский горизонт сложен песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и глинистыми породами. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, сильно алевритистые до перехода в алевролиты. Они слагают пласты ДI/ (на Можаровском поднятии) ДI и ДII, с которыми связана промышленная нефтеносность. Раздел между пластами ДI и ДII сложен плотными глинами и алевролитами темно-серыми до черных, плотными, крепкими. Толщина горизонта 20 - 64 м.

В основании тиманского горизонта залегает глинистая пачка - репер «провал». Выше залегают известняки черного цвета, сильно глинистые с прослоями доломита. Толщина тиманского горизонта 16 - 60 м.

Выше залегают карбонатные отложения саргаевского, доманикового, мендымского, воронежского и евлано-ливенского горизонтов средне-и верхнефранского подъярусов, а также фаменского яруса. В основном, это плотные известняки, прослоями глинистые и доломитизированные.

Толщина карбонатного девона составляет 447 - 784 м.

КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА

Каменноугольные отложения в пределах района представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний отдел

Турнейский, визейский, серпуховский ярусы

Нижний карбон представлен карбонатной пачкой турнейского яруса; терригенной толщей бобриковского горизонта, терригенно-карбонатной-тульского горизонта и карбонатно-сульфатной толщей окского надгоризонта визейского яруса и серпуховского яруса.

Терригенные отложения бобриковского горизонта представлены алевролитами глинами и песчаниками. Глины аргиллитоподобные, темно-серые, чёрные, слюдистые, углистые, плотные, крепкие, с прослоями углистого сланца. Алевролиты углистые, участками песчанистые и пиритизированные, плотные, крепкие. В породах бобриковского горизонта прослеживаются прмышленно-нефтеносные пласты Б2 и Б2/, сложенные песчаниками буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, средней крепости, слоистыми, неравномерно пористыми с примесью углистого материала. В ряде скважин песчаники пласта Б2/ замещены алевролитами и глинами. Толщина бобриковского горизонта 24 - 43 м.

Покрышкой залежи пласта Б2 служат известняки плотные, крепкие, с включениями кальцита, местами с прослоями ангидрита (репер «плита»), переходящие выше по разрезу в переслаивание карбонатов и глин. В кровле тульского горизонта залегает песчаный пласт Б0, являющийся промышленно-нефтеносным. Песчаники темно-коричневые, кварцевые, мелкозернистые, слабо и средне сцементированные, с включениями углистого материала. Толщина тульского горизонта 39 - 57 м.

Вышележащие отложения окского надгоризонта представлены доломитами и известняками. Известняки пелитоморфные, прослоями доломитизированные, плотные, кавернозные, уплотненные, окремнелые, в отдельных образцах керна по свежему сколу с запахом сероводорода и нефти. В кровле надгоризонта встречаются кристаллы ангидрита. Толщина 171 - 190 м.

Серпуховский ярус сложен известняками светло-серыми, скрыто кристаллическими, плотными, в подошве яруса залегают глины тарусского горизонта. Толщина серпуховского яруса 143 - 238 м.

Общая толщина отложений нижнего карбона достигает 793 м.

Средний отдел

Средний карбон представлен отложениями башкирского яруса и верейского, каширского, подольского, мячковского горизонтов московского яруса.

Башкирский ярус представлен известняками местами глинистыми, массивными, пиритизированными. В кровле яруса залегает пласт А4, с которым связаны промышленные залежи нефти. Коллектором нефти служат известняки коричневато-серые, в основном органогенные и органогенно-обломочные, пористые, слабо кавернозные, средней крепости. Покрышкой залежи пласта А4 служит вышележащая глинисто-алевролитовая толща верейского горизонта. Толщина яруса 114 - 143 м.

На Западно-Коммунарском поднятии песчаники разно-, средне- и мелкозернистые; на Чаганском мелкозернистые, алевритистые, прослоями переходящие в алевролиты песчанистые. Толщина горизонта 75 - 91 м.

Каширский горизонт представлен известняками от темно-серого до черного цвета, глинистыми. Известняки содержат включения кальцита, фауну и обугливающиеся остатки флоры. К каширскому горизонту приурочен нефтенасыщенный пласт Ао. Толщина горизонта 90 - 140 м.

Подольск...

www.tnu.in.ua