Содержание к диссертации
Введение
1. КРАТКИЙ ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ШАИМСКОГО РАЙОНА 7
1.1. Изученность доюрского разреза 7
1.2.Вещественный состав доюрских пород 11
1.3.Тектоническое строение доюрского основания 17
ІАСтратиграфия палеозойских и триас - юрских отложений 27
1.5.Нефтегазоносность доюрских и юрских пород в зоне их контакта 36
2. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА И ПУТИ ЕЕ РЕШЕНИЯ 59
2.1. Выявление зон, перспективных для формирования коллекторов в верхней части доюрского разреза 59
2.2. Выявление ловушек в верхней части доюрских пород 63
2.3. Прогнозирование продуктивности доюрских ловушек 64
3. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ, ПОИСКА, КАРТИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗОНЕ КОНТАКТА ДОЮРСКИХ ПОРОД С ЮРСКИМИ 71
3.1. Выявление коллекторов в верхней части доюрского комплекса 71
3.2. Типы волнового поля и пород доюрского комплекса 89
3.3. Сейсмические «образы» ловушек в верхней части доюрских пород 110
3.4. Картирование ловушек и связанных с ними залежей нефти и газа
в зоне контакта доюрских пород с юрскими 135
4. ПОДТВЕРЖДАЕМОСТЬ ПРОГНОЗА ЛОВУШЕК И ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ДОЮРСКИХ ПОРОД 198
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 219
ЛИТЕРАТУРА 223
ПРИЛОЖЕНИЕ Справка о подтверждаемое прогнозной сейсмогеологической модели 236
- Изученность доюрского разреза
- Выявление зон, перспективных для формирования коллекторов в верхней части доюрского разреза
- Выявление коллекторов в верхней части доюрского комплекса
Введение к работе
Актуальность проблемы. Шаимский нефтегазоносный район является старейшим нефтегазодобывающим районом Западной Сибири, по которому в течение 40 лет накоплен богатейший опыт поисково-разведочных работ. За этот период открыто около 30 месторождений нефти и введено в эксплуатацию 17. В настоящее время основная добыча нефти обеспечивается месторождениями, находящимися на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой степенью выработки запасов и обводненности добываемой продукции. Для восполнения запасов и увеличения добычи нефти работа ведется по нескольким направлениям. Наиболее важным направлением является проведение поисково-разведочных и доразведочных работ, цель которых заключается в выявлении новых залежей, в том числе пропущенных на разрабатываемых месторождениях, в отложениях юрского и доюрского комплексов. Поэтому актуальность работы, направленной на изучение нефтегазоносного доюрского комплекса, как одного из перспективных объектов восполнения минерально-сырьевой базы, очевидна.
Объектом исследований явился практически весь Шаимский нефтегазоносный район, расположенный на территории Приуральской нефтегазоносной области и северная часть Красноленинского НГР (Рогожниковский лицензионный участок) Красноленинской нефтегазоносной области.
Несмотря на то, что Шаимский регион является во многих отношениях детально изученным, отдельные вопросы геологического строения и нефтегазоносности доюрского фундамента остаются проблемными до настоящего времени. К таким вопросам следует отнести проблему нефтегазоносности доюрского комплекса, связанную с отсутствием научно обоснованной стратегии прогнозирования, поиска и разведки залежей. Еще в 1959 году вблизи села Шаим по рекомендациям геофизиков была пробурена первая поисковая скважина 2-Мулымьинская, при опробовании которой из образований коры выветривания был получен первый приток нефти дебитом 1 т/сутки. В 1960 году в верхнеюрском пласте был получен фонтанный приток нефти дебитом более 300 т/сутки в поисковой скважине 6-Трехозерной, которая стала первооткрывательницей Трехозерного месторождения, первого не только в Шаимском НГР, но и в Западной Сибири. С тех пор в Шаимском регионе в зоне
контакта доюрских пород с юрскими выявлено свыше 70 залежей. Залежи нефти открыты при разбуривании основных продуктивных пластов. Хотя они открыты давно и интенсивно эксплуатируются, проблема их картирования существует до настоящего времени. Геолого-геофизическая информация, полученная в Шаимском районе в последние десятилетия и позволяющая во многом решать данную проблему, новые технологии, которых достигла современная сейсморазведка, дают возможность максимально приблизиться к решению данного вопроса.
В связи с вышеизложенным, основные цели исследований заключались в изучении закономерностей строения и размещения известных залежей в доюрском комплексе и разработке методических приемов прогнозирования, поиска и разведки новых на основе комплекса геолого-геофизических методов и современных геоинформационных технологий. Для достижения цели исследований решались следующие задачи:
-изучение вещественного состава и геологического строения доюрского фундамента;
-детальное расчленение доюрского разреза на сейсмостратиграфические комплексы, сейсмофациальное районирование доюрских пород;
-изучение поверхности предъюрского несогласия; картирование эрозионно-тектонических выступов доюрских пород-коллекторов, контролирующих формирование ловушек;
-выделение напряженных зон, трассирование возможных зон дизъюнктивных дислокаций, деструкции;
-изучение природы вторичных изменений верхней части доюрского комплекса; выделение пород, способных к образованию коллекторов;
-выявление специфических особенностей сейсмической волновой картины, отражающих существование экранированного резервуара;
-изучение пород флюидодинамических комплексов (доюрского, юрского), связанных в единую систему между собой и очагом нефтегазообразования;
-выбор рациональной методики картирования ловушек и связанных с ними залежей нефти и газа в кровле доюрских пород.
Методы исследований. Исследования проводились с использованием биостратиграфического, литолого-петрографического и сейсмостратиграфического методов.
В качестве общеметодического подхода использован системный анализ, основанный на выявлении причинно-следственных связей между геологическими явлениями, и включающий метод геологических и геофизических аналогий.
Фактический материал и личный вклад. Представленная работа является результатом 25-летних исследований, проводимых автором в ТПП «Урайнефтегаз» и в ОАО «Тюменнефтегеофизика». Работа основана на обширном геолого-геофизическом материале, включающем нефтегеологическую информацию (результаты испытаний, геофизических исследований и т.д.) по 5000 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных в Шаимском регионе. Использованы материалы площадных сейсморазведочных работ МОГТ в объеме около 20 тыс. пог.км, интерпретация которых выполнена под руководством или при участии автора. Кроме того, автором изучены и проинтерпретированы материалы сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2Д в объеме более 2000 пог.км, выполненных ОАО «Тюменнефтегеофизика» в пределах Рогожниковского лицензионного участка, находящегося в сфере деятельности ОАО «Сургутнефтегаз».
Научная новизна диссертации заключается в следующем:
разработаны новые методические приемы картирования ловушек для нефти и газа в верхней части доюрских пород по материалам сейсморазведочных работ МОВ ОГТ и бурения, в основу которых положено выявление по геологическим и сейсмическим критериям коллекторов и связанных с ними ловушек, и анализ условий их экранирования;
установлены сейсмические «образы» ловушек в кровельной части доюрских пород и доказано, что большинство их относится к структурно-стратиграфическому типу;
установлены модели формирования залежей нефти и газа в зоне контакта доюрских пород с юрскими, основанные на соотношении глубин залегания пород-коллекторов и пород-покрышек в доюрско- юрском разрезе.
Практическая значимость. Исследования автора, проводившиеся в рамках научно-производственных программ Министерства топлива и энергетики РФ в ОАО «Тюменнефтегеофизика» были тесно связаны с производственной деятельностью ТПП «Урайнефтегаз», ООО «Шаимгеонефть», ОАО «Сургутнефтегаз». Результаты исследований, проводимых под руководством автора, использованы при решении производственных задач, планировании сейсморазведочных работ МОВ ОГТ, поискового и разведочного бурения на территории сферы их деятельности. По рекомен-
дациям автора значительно уточнена конфигурация известных доюрских залежей и выявлены новые в контуре месторождений Шаимского и Красноленинского НГР.
Апробация работ. Результаты проведенных исследований и основные положения диссертации докладывались: на научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» (г.Ханты-Мансийск, 2003, 2004); «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции» (г.Тюмень, 2004); на геологическом совещании «Пути повышения эффективности геологоразведочных работ предприятий группы «ЛУКойл» (г.Москва, 2004).
Публикации. Автором опубликовано 6 печатных работ в научно-технических журналах «Геофизика», «Сейсмические технологии», «Вестник недропользователя», в сборнике трудов НПК «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» и в сборнике материалов научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования Тюменской области, «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции». Кроме того, результаты выполненных исследований представлены более, чем в 20 производственных отчетах.
Структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 236 страницах, включая ПО рисунков, 10 таблиц и одно приложение. Список литературы насчитывает 141 наименование.
Благодарности. Автор выражает признательность за помощь и поддержку генеральному директору ОАО «Тюменнефтегеофизика», кандидату технических наук, академику РАЕН Ю.А.Курьянову; заместителю по науке, доктору геолого-минералогических наук В.И.Кузнецову; заместителю генерального директора, главному геологу Н.М. Белкину. Особую благодарность выражаю своему научному руководителю - доктору геолого-минералогических наук, профессору Г.П. Мясни-ковой. Выражаю благодарность своим коллегам, которые осуществили практическую реализацию моих идей, - В.Н. Дегтевой, Н.Н. Кондрашовой, О.Д. Халиной, А.С. Аблязову, О.Л. Буториной, О.А. Марковой, Л.В. Плосковой, Н.В. Клепиковой. Выражаю признательность за помощь сотрудникам ТПП «Урайнефтегаз»: заместителю генерального директора по геологии М.Ф. Печеркину, заместителю отдела ЛГРР А.Б.Тимонину, начальнику отдела ГРР ГТЭ В.А.Савенко.
Изученность доюрского разреза
Тетеревской, Мулымьинской, Трехозерной площадей и представлены биотит-мусковитовыми и порфировыми гранитами. Ультраосновные интрузии представлены дунитами, серпентинитами, пироксенитами. Основные породы представлены габбро, габбро-норитами, габбро-диоритами.
Одновременно в ЗапСибНИГНИ, а затем в СибНАЦ группа исследователей во главе с В.С.Бочкаревым развивала другую, принципиально отличную концепцию формирования фундамента Западно-Сибирской плиты в процессе его герцинской кратонизации и триасового тафрогенеза [7,10,12,13,24,60]. Ими предлагается новое структурно-формационное районирование герцинид в составе Арктического и Урало-Монгольского складчатых поясов. Согласно новой схеме тектонического районирования Шаимский НГР расположен в Шеркалинской и Зауральской структур-но-формационных зонах Уральской складчатой системы герцинид в составе Урало-Монгольского складчатого пояса, кратонизация которого завершилась в индском веке раннего триаса [8,9]. В строении складчатого палеозойского фундамента преобладают эвгеосинклинальные формации, реже гранитогнейсовые и метаморфические образования. Триасовые базальты и риолиты, входящие в туринскую серию, являются в основном известково-щелочными, но среди них встречаются и толеито-вые, тяготеющие к Уральской складчатой системе.
В 1998 году научно-аналитическим центром рационального недропользования ХМАО на основе обобщения материалов многих исследователей (В.П.Маркевич, Н.Н.Ростовцев, М.Я.Рудкевич, В.С.Сурков, Л.Ш.Гиршгорн, В.С.Бочкарев, Н.И.Змановский и др.) составлена новая тектоническая карта Центральной части Западно-Сибирской плиты (под ред. В.И.Шпилъмана и др., 1999). На карте показана система геоблоков - надпорядковых структур. При выделении геоблоков используется принцип, заложенный еще в 1968 году В.П.Маркевичем, составившим единую тектоническую схему для фундамента и платформенного чехла. В дальнейшем такой подход развивался В.С.Сурковым (1980). Л.Ш.Гиршгорном (1988) и др., которые выделили сеть пермо-триасовых рифтовых зон [17]. Подобные подходы развиваются в концепции тектоники литосферных плит. На новой тектонической карте отображены три тектонических этажа: архей-палеозойский, районировавшийся по возрасту и вещественному составу; промежуточный пермо-триасовый, определяющийся по мощности вулканических покровов; мезозойско-кайнозойский, райониро вавшийся на основе морфологии структурных поверхностей, динамики развития, палеогеографии. Кроме того, учитывалось направление «силовых меридианов» [61]. Всего выделено 11 геоблоков.
Шаимский НГР выделяется в составе Зауральского геоблока, ограниченного с запада Восточно-Уральским, с востока Фроловским, с севера Мессовским геоблоками; на юге блок не замыкается (рис. 1.3.3). В отличие от Восточно-Уральского геоблока, кроме субуральской системы напряжений, в Зауральском блоке существенную роль играет субзайсанская система прогибаний. Шаимский НГР в тектоническом отношении приурочен к системе мегавалов и мегапрогибов: Шаимскому, Тур-сунскому мегавалам, Тавдинскому и Южно-Иусскому мегавыступам, разделенным Шеркалинским мегапрогибом, Сосьвинской мегаложбиной, Яхлинской мегакотло-виной. Наложение двух систем прогибания (субуральской и субзайсанской) породило своеобразную конфигурацию тектонических элементов, а именно: в течение длительного времени мезозойской истории Тавдинский мегавыступ, Шаимский и Тур-сунский мегавалы существовали как крупные замкнутые поднятия. В послеюрское время происходит наклон геоблока на север и на восток, в результате чего бывшие своды трансформируются в выступы, и выделение сводов осуществляется либо со снятием регионального фона, либо с учетом карт мощностей юры.
К концу 90-х годов прошлого столетия составлено довольно много схем тектонического строения фундамента Западно-Сибирской плиты, дающих общие представления о закономерностях строения доюрского комплекса Шаимского региона. В последнее десятилетие проводят исследования по изучению тектоники и вещественного состава пород Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТГНГУ), Уральская государственная горно-геологическая академия (УГГГА), Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (СибНИ-ИНП).
Выявление зон, перспективных для формирования коллекторов в верхней части доюрского разреза
Восточные залежи пласта Г включают 21 залежь. Эффективные толщины изменяются от 0,6 м до 8,4 м. В результате опробования получены фонтанирующие притоки нефти дебитами от 3.6 т/сут. до 36.7 т/сут. ВНК принят на уровнях -1698.8м, -1711.2м, -1786.8-180ІМ. Залежи структурно-стратиграфические, осложненные литологическим экраном. Протяженность залежей изменяется от 1.3 км до 2.2 км, ширина от 0.3 км до 1.9 км.
Западные залежи пласта Т включают 10 залежей: XXI (скв. 10425,104260), XXII (скв.10420 ,10424), XXIII (скв. 4039, 4050), XXIV (17 скважин, в том числе две разведочные 10001 и 10020), XXV (12 скважин, в том числе две разведочные скв.66,10023), XXVI (7 скважин), XXVII (7скважин), XXVIII (38 скважин, в том числе две разведочные 10007, 10019), ХХ1Х{\2 скважин, в том числе две разведочные скв. 77, 108), XXX (9 скважин, в том числе разведочную скважину 10017). Нефтенасы-щенные толщины изменяются от 0.8м до 15.6м. При опробовании пласта получены фонтанирующие притоки нефти дебитами от 4.9 т/сут. до 58.7 т/сут. ВНК принят на уровнях-1697-1700 м, -1713-1718 м, -1756,5 м, -1735-1745 м. Залежь структурно-стратиграфическая, осложненная литологическим, тектоническим экранами. Протяженность залежей изменяется от 1.4 до 7.9 км, ширина от 0.4 до 1.9 км.
Северо-Даниловского месторождение
В коре выветривания, развитой по магматическим породам кислого и среднего состава, выявлено 17 залежей (рис.1.5.5) [122].
Южный участок Центральных залежей
Залежь 1, приуроченная к своду Лемьинской структуры (скв.5038, 6405), относится к нефтяной залежи с газовой шапкой. НГК принят единый с пластом Пі на уровне -1627.6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2.2 м до 7.7 м. ВНК принят на уровне -1674 м. Размеры 3 х 0.5 км, высота около 50 м.
Залежь 2, приуроченная к Лемьинской структуре (скв.5004), относится к газонефтяной. ГНК на уровне -1627.6 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.4 м (скв.6411) до 9.3 м (скв.5004). размеры 1х 0.5 км. Тип залежи ли-тологически экранированный.
Залежь 3 (скв.6250), приуроченная к Северо-Даниловской структуре, является газонефтяной. Газонасыщенная толщина составляет 7.9 м (скв.6201). ГНК принят на уровне -1627.6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов изменяется от 3 м (скв.6227) до 9.1 м (скв.6251). ВНК принят по подошве нефтенасыщенного пласта коллектора в скв.6250 на уровне -1694.3 м. Размеры 2.5 х 0.5 км. Тип залежи литологически экранированный.
Залежь 4 приурочена к Северо-Даниловской структуре (скв.6431, 6276). Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4.8 м (скв.6431) и 7.6 м (скв.6276). ВНК принят на уровне -1730 м. Залежь нефтяная, литологически ограничена. Размеры 0.5 х 0.7 км.
Залежь 5 (скв.5039, 6439, 6123), приуроченная к своду Северо-Даниловской структуры, относится к газонефтяной. ГНК принят на уровне -1727.6 м. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0.6 м (скв.6439) до 9.6 (скв.5039). Тип залежи литологически экранированный. Размеры 1.25 х 0.3 км.
Залежь 6 (район скв.6126), приуроченная к Северо-Даниловской структуре, газонефтяная. Газонасыщенные коллектора не вскрыты. ГНК принят на уровне -1627.6 м. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 1 (скв.6162) до 6 м (скв.6163). Тип залежи литологически экранированный. Размеры 1.75 х 0.25 - 1 км.
Залежь 7 (район скв.10142) приурочена к Северо-Даниловской структуре. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 (скв.6457) до 11.4 м (скв.6147). Тип залежи пластовый, литологически экранированный. Размеры 4 х 0.5 -г 2.75 км, высота достигает 85 м.
Западная залежь 8 (район скв.6060), приуроченная к Лемьинской структуре, газонефтяная. ГНК принят на уровне -1627.6 м, ВНК — на —1654 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.5 (скв.6060) до 2 м (скв.6096). Тип залежи пластовый, литологически экранированный. Размеры 1.75 х 1.1 км, высота около 30 м.
Северная залежь 9 (скв.6087, 6068, 6048, 10158, 6098), приуроченная к Северо-Даниловской структуре, газонефтяная. Газонасыщенный коллектор толщиной 1 м вскрыт в скв.6087. ГНК принят на уровне -1627.6 м. В скв.10158 получен приток безводной нефти дебитом 16.6 м /сут. ВНК принят на уровне -1675 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.8 (скв.6043) до 2.4 м (скв.10158). Тип залежи пластовый, литологически экранированный. Размеры 2.5x0.75 км, высота 75 м..
Залежь 10 (скв.6032, 6369, 6486, 6537, 10157) приурочена к северному склону Северо-Даниловской структуры. В скв.10157 при совместном испытании коры вы-ветривания и пласта П получен фонтанный приток нефти дебитом 47.6 м /сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.1 м (скв.6537) до 14.2 м (скв.6369). ВНК принят на уровне -1697 м. Тип залежи пластовый, литологически экранированный. Размеры 1.5 х 2км, высота 60 м.
Залежь 11 выявлена скв.6015, 6034, 6370, 6533. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0.9 м (скв.6034) до 8.7 м (скв.6370). ВНК принят на уровне -1797 м. Тип залежи пластовый, литологически экранированный. Размеры 1.75 х 0.5 км, высота около 75м.
Залежь 12 (19 скважин в районе скв.6115) приурочена к восточному склону Северо-Даниловской структуры. В скв.10163 в интервале 1769-1784.7м (-1679.8-1695.3м) получен фонтанный приток нефти дебитом 52.6 м3/сут. В скв. 10308 в интервале 1804-1809 м (1719.4-1724.4м) получен приток нефти с водой дебитом 21 м3/сут. ВНК принят на уровне -1723.6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.8 (скв.6116) до 13.3 м (скв.6494). Тип залежи пластовый, литологически экранированный. Размеры 5 х 0.5-3, высота достигает 100 м (скв.6117).
Выявление коллекторов в верхней части доюрского комплекса
Прогнозирование коллекторов в доюрских породах рассмотрим на примере их сейсмофациального районирования в пределах Олымской, Южно-Олымской, Андреевской, Северо-Тетеревской площадей, охарактеризованных кондиционным сейсмическим материалом.
На основе повторной обработки материалов 24 сейсмопартий в объеме 4000 пог.км 2Д и комплексной интерпретации всей имеющейся сейсмогеологической информации было изучено строение доюрского комплекса в зоне контакта с юрскими отложениями на семи месторождениях: Даниловском, Северо-Даниловском, Шуш-минском, Сыморьяхском, Лазаревском, Филипповском и Мансингьяхском (Н.К.Курышева, В.Н. Дегтева, 2001, 2003) (рис.3.1.1.) [46]. В контурах Даниловского и Северо-Даниловского месторождений расположены наиболее крупные в Урай-ском регионе доюрские залежи, поэтому исследуемая территория является весьма информативной для изучения доюрских образований с целью оценки их нефтеносности и разработки методических приемов прогнозирования, поиска и картирования в них залежей нефти и газа.
Породы доюрского комплекса вскрыты в пределах исследуемой территории всеми скважинами (порядка 1000 разведочных и эксплуатационных) на глубину не более 60 м, за исключением скважин 10640 и 2031, вскрывших доюрский разрез на глубины 275 м и 187 м [48]. По рисунку сейсмической записи с учетом данных бурения в волновом поле доюрской части разреза во временном интервале ниже отражения А, маркирующего кровлю доюрского комплекса, выделены 4 отражающие границы Ф, Аь К2, Кь по характеру которых под осадочным чехлом закар-тирована впадина, названная Олымской (рис.3.1.2), По типам волновых полей при наличии крупного структурного несогласия (ОТ А\), с учетом скважинной информации в доюрской части разреза условно выделены два сейсмостратиграфических комплекса (ССК): палеозойский и триасовый.
Палеозойский ССК, маркирующийся в кровле ОГ Аь характеризуется хаотичной конфигурацией низкоамплитудных отражений, на фоне которых на глубине 3800 м (2.5 с) выделяется субгоризонтальное, высокоамплитудное отражение Ф, латеральное прослеживание которого ограничено глубинным разломом (рис.3.1.3, а). Образования палеозойского ССК, залегающего под мощной толщей триаса, на западном борту впадины в районе скв. 2031, 2057 выходят под предъюрский эрозионный срез. В пределах Даниловского месторождения широкое распространение имеют граниты (М.Ю.Зубков, 1991). По-видимому, в районе скв.2031, 2057 под юрские породы выходит гранитный массив длиной около 6 км, формируя в волновом поле «столбообразную» сейсмофацию неслоистых отражений (рис.3.1.3, б). Обрамление гранитной интрузии представлено вулканогенно-осадочными породами девона-карбона. Интрузия по сравнению с вмещающими породами имеет более молодой возраст - позднекаменноугольный-пермский [75, 76].
Триасовый ССК разделяется на три подкомплекса: нижний, средний, верхний. Нижний подкомплекс (А1-К2 ) отчетливо выделяется среди вмещающих пород сложным волновым полем, сформированным чередованием разнообразных сейсмо-фаций. На юго-востоке площади, в направлении к Славинскому месторождению, наклонные, относительно протяженные и высокоамплитудные отражения формируют в волновом поле характерную картину сдвига и оползания вдоль борта впадины слоистых пород (рис.3.1.4). В центральной части впадины на фоне субпараллельных высокоамплитудных отражений отчетливо выделяется сейсмофация с характерным волнисто-слоистым внутренним заполнением, интерпретирующимся как чашеобразные и куполообразные тела (лакколиты) в кислых магматических породах [102]. В разрезе нижнего подкомплекса скважиной 89 вскрыты на глубину 10 м порфирита, датируемые девоном, скважинами 10306, 10064 - туфы и ортофиры триасового возраста [53].
