Разработка Ярегского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

Запасы  природной нефти, как известно, ограничены, а потребности в ней столь  велики, что уже сегодня возникает  острая необходимость использования  разведанных запасов высоковязкой нефти, а также природных битумов. Все острее встает проблема увеличения нефтеотдачи и улучшения использования  запасов нефти на разрабатываемых  нефтяных месторождениях.

Проблема  повышения отбора нефти из недр является важнейшей народнохозяйственной задачей. Решение этой проблемы в значительной степени связано с внедрением новых методов разработки и увеличения нефтеотдачи пластов. Для залежей  высоковязкой нефти и природных  битумов решение вопросов увеличения нефтеотдачи и улучшения использования  запасов нефти в значительной степени может быть достигнуто за счет внедрения тепловых и шахтных  методов добычи нефти. Подтверждением этого является положительный опыт промышленной разработки Ярегского  месторождения по принципиально  новой технологии, которая является сочетанием шахтной разработки с  применением паротеплового воздействия  на пласт – термошахтная разработка, под которой понимается дренажная  шахтная разработка нефтяной залежи, предназначенная для эффективного извлечения нефти с помощью скважин, сооруженных в подземных горных выработках нефтяной шахты и осуществляемая при течении нефти в пласте-коллекторе за счет искусственного воздействия  на нефтяную залежь паром, горячей водой, горячим газом (воздухом), а также  другими теплоносителями.

Ярегское  месторождение является первым месторождением в России и за рубежом, на котором  успешно проведенные в промышленном масштабе опытные работы по методам  термошахтной разработки позволили  приступить к составлению проекта  разработки с применением паротеплового  воздействия на пласт в условиях нефтяных шахт на площади более 13.9 км².

Ярегское  месторождение, расположенное в 18 км к юго-востоку от Ухты, было открыто  в 1932 году. С 1935 года по 1945 год на двух участках общей площадью 0.434 км² проводилась опытная разработка скважинами с поверхности земли. Всего было пробурено 69 скважин по треугольной сетке при расстоянии между скважинами от 75 до 100 м. За 10 лет разработки было добыто 34.8 тыс.т нефти, в среднем по 505 т на одну скважину.

В силу высокой  вязкости ярегской нефти добыча ее обычным поверхностным способом оказалась затруднительной и  нерентабельной. Небольшой промысел, организованный на поверхности, позволил отобрать 1.7% от геологических запасов  при высокой себестоимости добычи нефти.

65 лет  назад (9 июня 1937 года) была заложена  первая нефтяная шахта. С вводом  ее в эксплуатацию в 1939 году  была начата шахтная разработка  Ярегского месторождения в промышленном  масштабе на естественном режиме. Весь период шахтной разработки  на естественном режиме можно  разделить на два этапа, которым  свойственны совершенно различные  системы разработки.

На первом этапе с 1939 года по 1954 год разработка центральной части месторождения  осуществлялась по ухтинской системе  на площади более 11.9 км², на втором этапе с 1953 года по 1972 год периферийная часть – по уклонно-скважинной системе на площади более 26.5 км².

При ухтинской  системе продуктивный пласт разбуривался по плотной сетке (от 12 м до 25 м  по забоям скважин на подошве пласта) неглубоких скважин из буровых камер  расположенных на 20 – 30 м выше кровли продуктивного пласта.

При уклонно-скважинной системе продуктивный пласт разбуривался из расположенной в продуктивном пласте кольцевой добывающей галереи  системой протяженных по пласту горизонтальных скважин, размещенных веерообразно по площади разрабатываемого участка  в несколько ярусов.

Опытные работы по закачке пара в пласт  в шахтных условиях на Ярегском месторождении  были начаты в середине 1968 года, когда  шахтная разработка месторождения  на естественном режиме находилась в  завершающей стадии, а нефтеотдача  на отработанных площадях составляла всего около 4%.

Организация упомянутых выше опытных работ была результатом проведения в 1966-1967 годах  ВНИИ совместно с ЯНШУ (Ярегским нефтешахтным управлением) и Ухтинским  отделом ВНИИгаза первого анализа  разработки Ярегского месторождения  за 30 лет его освоения.

Положительные результаты первых опытных работ  по закачке пара в пласт в шахтных  условиях позволили ВНИИ совместно  с ПечорНИПИнефтью и Ярегским нефтешахтным управлением в 1970-1973 годах  составить технологические схемы  для паротеплового воздействия  на пласт для различных площадей Ярегского месторождения.

Технологическая схема теплового воздействия  на пласт для центральных площадей Ярегского месторождения, являющихся объектом первоочередной термошахтной разработки, была составлена в 1970 году. Она базировалась на положительных результатах первых опытных работ, основной объем которых проводился с надпластового горизонта с использованием скважин ухтинской системы разработки. Причем, как закачка пара, так и отбор нефти осуществлялись через скважины, пробуренные с надпластового горизонта.

Технологические схемы 2, 3 предусматривали использование  ряда систем термошахтной разработки. В процессе опытно-промышленных работ  было доказано, что наиболее эффективной  является двухгоризонтная система, основная сущность которой заключается  в наличии двух горизонтов горных работ. Один горизонт горных работ имеет  горные выработки, расположенные выше нефтеносного пласта для подачи теплоносителя  в пласт. Второй горизонт горных работ  – добывающая галерея, расположенная  в нижней части продуктивного  пласта для отбора нефти (авторское  свидетельство № 468529). С 1972 года началось промышленное внедрение этой технологии на центральных площадях трех нефтяных шахт НШУ «Яреганефть».

Для определения  целесообразности и экономической  эффективности вторичной разработки Ярегского месторождения термошахтным методом в 1979 году институтом «ПечорНИПИнефть» было составлено ТЭО, которое предусматривало  увеличение добычи нефти на месторождении  до 1.6 млн. т. в год.

В соответствии с ТЭО каждое из существовавших тогда  трех шахтных полей должно было делиться на два самостоятельных, отрабатываемых отдельными нефтяными шахтами, т.е. предусматривалось провести реконструкцию  производственных мощностей трех существующих нефтяных шахт и построить три  новые нефтяные шахты.

В первую очередь строительства намечалось построить нефтяную шахту 2-бис с  проектной производительностью 300 тыс.т  нефти в год, во вторую очередь  планировалось реконструировать нефтяную шахту 2 на производительность в соответствии с ТЭО 150 тыс.т нефти в.

В настоящее  время большинство построенных  зданий и сооружений поверхностного комплекса пришли в непригодность.

Лицензионный  участок ОАО «Битран» занимает центральную  наиболее продуктивную часть III пласта Ярегской структуры. Его площадь  составляет 13.924 км². Если лицензионный участок схематизировать прямоугольником, то его размеры по простиранию месторождения 7.1 км, а вкрест простирания, а точнее в районе НШ-2 –  
1.5 км, а наиболее широкая часть в северной части участка – 3 км. Из указанной площади по ухтинской системе отработано 11.913 км², а по уклонно-скважинной системе –  
2.011 км². Начальные балансовые запасы нефти составляют 82773 тыс.т, начальные извлекаемые – 37248 тыс.т добыто 3185 тыс.т (около 4%), за счет применения термического воздействия 12000 (около 14.5%), всего добыто 15186 тыс.т (18.3%). Остаточные балансовые запасы составляют 67587 тыс.т, извлекаемые – 22062 тыс.т.

Добыча  нефти осуществляется тремя нефтяными  шахтами. Разработка месторождения  осуществляется поэлементно. Уже отработанно 13 элементов (блоков) с общей площадью 1898 тыс.м². Как показал опыт разработки Ярегского месторождения, на площадях лицензионного участка, отработанных ранее шахтным способом на естественном режиме, где не применялось еще паротепловое воздействие с высокой эффективностью может быть применена освоенная на месторождении термошахтная технология в различных ее модификациях.

Проектные документы составлялись ранее для  каждой нефтяной шахты.

Технологическая схема разработки первого шахтного поля Ярегского месторождения термошахтным методом была составлена институтом «ПечорНИПИнефть» в 1983 году. В 1988 году завершена реконструкция НШ-1 с  проектной производительностью 250 тыс.т  нефти в год. В 1990 году на этой шахте  добыча нефти достигла 256 тыс.т, а  затем отсутствие обустройства и  ввода новых блоков привело к  снижению добычи нефти до 216.8 тыс.т  в 2001 году.

В 1981 году ВНИИ была составлена технологическая  схема термошахтной разработки второго  шахтного поля Ярегского месторождения, а в 1982 году институтом «ПечорНИПИнефть» - технологическая схема реконструкции  нефтешахты 2, предусматривающая замену вентиляторной установки, которая  позволяет обеспечить производительность нефтешахты 150 тыс.т.

В 1984 году была составлена технологическая схема  разработки третьего шахтного поля на нефть и титан, предусматривающая  разработку его двумя самостоятельными шахтами 3 и 3-бис.

Освоение  запасов нефти шахтных полей 1, 2 и 3 велось в соответствии с технологическими схемами с применением двухгоризонтной  системы термошахтной разработки.

По упомянутым выше документам нефтешахтное управление (НШУ) «Яреганефть» проводило работы до 1991 года. С 1991 года работы по добычи нефти и ее переработке проводило  ЗАО «Битран», которое 09.08.2000 г. было преобразовано в ОАО «Битран». Объектом добычи нефти в настоящее  время (на середину 2002 года), является лицензионный участок Ярегского месторождения, который включает в себя, по существу, все площади месторождения, отработанные ранее по ухтинской системе.

Не разработанные  площади Ярегского месторождения, а также площади, отработанные по уклонно-скважинной системе, являются объектом добычи нефти Ярегской нефтетитановой компании.

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА ЯРЕГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1. Общие сведения о месторождении

Ярегское  месторождение открыто в 1932 г., расположено  в 18 км к юго-западу от г. Ухты – центра одноименного административного района Республики Коми. Оно расположено  в пределах крупной пологой и  ассиметричной Ухтинской брахиантиклинальной  складки, находящейся на восточном  склоне  Южного Тимана, являющегося  западным бортом Печерской депрессии.

Нефтяная  залежь размером 36×4÷6 км пластового сводчатого типа высотой 78 км, контролируется Ярегской, Лыаельской и Вежавожской структурами  третьего порядка. Промышленные запасы нефти находятся в ІІІ пласте приуроченного к среднедевонским  отложениям живетского яруса, ІІІ пласт  залегает на глубине от 130 до 220 м  в песчаниках среднего и верхнего девона непосредственно на метаморфических  сланцах рифейского возраста и прикрыватся  среднедевонскими аргиллитами, поверх которых залегают туфитодиабазвая  толща и песчано-арилитовая пачка  верхнего девона. Пласт представлен  слабо- и среднесцементированными  песчаниками, состоящими из кварцевых  полевошпатовых зерен, сцементированных железистокарбонатными и глинистым  материалом. Средняя эффективная  нефтенасыщенная толщина пласта – 26 м.

Соответствующие упомянутым структурам третьего порядка  и примерно одинаковые по размерам собственно Ярегский и Лыаёльский своды  по кровле пласта на глубине от 130 м  на западе  до 200 м на востоке, при  резко асимметричном строении, имеют  пологие крылья (от 1 до 3⁰), вытянутые в северо-западном региональном направлении. Между собственно Ярегским и Лыаёльским сводами, где располагается вновь выделенное шахтполе 2^бис, над поперечным поднятием фундамента вырисовывается Южноярегский купол высотой 45 м, имеющий северо-восточное простирание оси. Обзорная схема размещения площадей Ярегского месторождения показана на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Обзорная схема размещения площадей Ярегского месторождения

2. История освоения месторождения

Ярегское месторождение открыто  в 1932 г. В истории разработки месторождения  выделяются три основных периода:

-   опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;

-   шахтная дренажная разработка  за счет естественной энергии  пласта;

- термошахтная дренажная разработка  с искусственным тепловым воздействием  на пласт.

Опытная эксплуатация скважинами с  поверхности началась в 1935 г. На двух участках площадью 28,4 и 15,0 га. Размещение скважин осуществлялось по треугольной  сетке с расстоянием между  скважинами от 75 до 100 м. На первом участке  было пробурено 48 скважин, а на втором – 21. Всего с 1935 по 1945 г. Добыто 38,5 тыс. т нефти. Нефтеизвлечение не превысило 2 %

С 1937 г. Была заложена первая нефтяная шахта и  с 1939 г. Началась шахтная добыча нефти  на естественном режиме истощения пластовой  энергии.  К началу 50-х годов  прошлого века на месторождении было построено три шахты.

С 1939 по 1974 г. проводилась шахтная дренажная  разработка за счет естественной энергии  пласта. За это время было пробурено  более 92 тыс. скважин длиной от 40 до 280 м. Большое количество пробуренных  скважин создало искусственную  трещиноватость в пласте. За период шахтной разработки на естественном режиме добыто 7,4 млн. т нефти. Нефтеизвлечение  на отработанной площади составило 4÷6 %.

В 1968-1971 гг. на Ярегском месторождении были проведены научно-исследовательские  и опытные работы по испытанию  различных систем паротеплового  воздействия на пласт. Эти работы привели к созданию, впервые в  мировой практике, термошахтного  способа разработки.

С 1972 г. термошахтный способ разработки применяется на Ярегском месторождении в промышленном масштабе. Этот способ показал высокую технологическую  эффективность. Нефтеизвлечение  на отработанных блоках составило 53,2  %. Паронефтяное отношение по этим блокам составило 2,7 т пара на 1 т нефти.

3. Тектоническое строение

Ухтинская брахиантиклинальная  складка – главная структура  второго порядка на Южном Тимане – структуре первого порядка. Она имеет простирание около 335°, длинную ось порядка 225 км и короткую – 60 км (по выходам верхнего карбона). Более крутое юго-западное крыло её погружается под углом от 2° до 3°20¢, а широкое северо-восточное – под углом 1°30¢.

В своде складки  устанавливается несколько локальных  пологих куполовидных структур 3-го порядка того же северо-западного  простирания размером от 10 до 15 км. К  одной из них приурочено Ярегское месторождение. Размеры её 12,5 км по оси простирания и от 1,5 до 4,5 км по ширине. Складка асимметрична (северо-восточное  её крыло почти в три раза шире юго-западного), имеет пологое северо-восточное  крыло (1°) и более крутое юго-западное (от 1 до 3°).

Ярегское месторождение  приурочено к инверсионному поднятию, ограниченному системой нарушений, протягивающихся в северо-западном направлении от 6 до 7 км друг от друга (за контуром нефтеносности пласта 3) в виде почти параллельных дугообразных зон. Одно из этих нарушений известно под названием «Ярегский» или  «Большой Ярегский» сброс и, по-видимому, входит в систему нарушений, отделяющих Ухта-Ижемский вал от Тобысьской депрессии, так как в своей северной части  служит непосредственной границей упомянутых тектонических элементов. Сброс  выражен сложной системой разрывных  нарушений шириной до 1 км. Суммарные  смещения по кровле фундамента достигают  от 100 до 140 м.

Восточный сброс, выявленный при доразведке Ярегского  месторождения на рудные ископаемые в 1967-1968 гг., тоже представляет собой  зону нарушения типа ступенчатого сброса с амплитудой смещения по фундаменту от 10 до 30 м, вблизи Верхнеижемского  блока - до 80 м.

Инверсионное  поднятие, заключённое между указанными системами нарушений, и является «сводовой частью Ухтинской складки» в исторически сложившемся представлении. Поскольку оно почти непосредственно  граничит с Тобысьской депрессией, то отсюда вытекали выводы об асимметрии Ухтинской складки, о её крутом юго-западном крыле и пологом восточном  и так далее.

Детальное изучение геологического строения Ярегского  месторождения, особенно в процессе его разработки шахтным способом, показывает, что кровля 3-го пласта совпадает  с выступом кровли метаморфических  сланцев.

В современном  рельефе сланцевого фундамента в  пределах месторождения выделяются по меньшей мере четыре крупных тектонических  элемента, имеющих выдержанное северо-западное простирание. Это, во-первых, слабо расчленённые выступы фундамента, протягивающиеся  зоной шириной до 1 км на крайнем  западе шахтного поля 3 и непосредственно  к западу от границы шахтного поля 2. Относительные превышения выступов над их подошвой достигают от 20 до 45 м. Вторым крупным элементом рельефа  фундамента является примыкающая к выступам сравнительно выровненная поверхность, более или менее равномерно падающая в восточном направлении. Она занимает всю остальную часть шахтного поля 3 и большую северную половину шахтного поля 1. Меньшую южную половину этой шахты и почти всю шахту 2 занимает крупная внутренняя впадина шириной до 2 км с относительным превышением бортов от 20 до 30 м. Её следует рассматривать как третий крупный тектонический элемент рельефа фундамента.

На крайнем  востоке шахтных полей и непосредственно  за их пределами впадину ограничивают значительно меньшие (от 10 до 15 м) поднятия в районе шахты 2 и выполаживания  склонов фундамента в районе шахты 1. Очевидно, здесь намечается очередная  тектоническая форма фундамента, вытянутая в том же северо-северо-западном направлении.

На тектонические  трещины северо-западного простирания  накладывается система нарушений  субмеридионального простирания амплитудой от 20 до 100 м, разделяющих положительные  и отрицательные дислокации соответствующего направления (в основном на периферии  месторождения).

Все породы месторождения  различной степени трещиноваты  и пересекаются дизъюнктивными нарушениями. Особое значение это имеет для  продуктивных отложений, поскольку  в значительной степени определяет их фильтрационно-емкостные свойства. Детальное изучение дизъюнктивной  тектоники и трещиноватости пласта и перекрывающих и подстилающих его пород изучено при проходке многочисленных горных выработок при  шахтном способе разработки.

Дизъюнктивные нарушения на месторождении представляют собой относительно крупные трещины, сомкнутые или заполненные, зияющие или сопровождающиеся зоной дробления, которые под крутыми углами пересекают различные слои, пачки и тела и характеризуются обязательным смещением лежачего или висячего боков.

Среди них условно  различаются:

-  крупные,  но относительно редкие, протяжённостью  от 1 до 3 км с величиной смещения  от 5 до 10 м;

-  средние  по размеру, протяжённостью сотни  метров сбросы и взбросы с  амплитудой смещения до 2 м;

-  мелкие  дизъюнктивы, измеряемые десятками  метров со смещением до 0,7 м,  редко 0,5 м.

Все эти нарушения  хорошо видны при описании выработок  и нередко фиксируются нефтегазоводопроявлениями  различной интенсивности в пересекающих их скважинах.

Все другие разрывы  сплошности пород без их смещения относятся к трещинам. Более крупные  трещины относятся к трещинам первого порядка, а трещины, которые  обычно не выходят за пределы одного слоя, - к трещинам второго порядка. Кроме того, можно выделить микротрещины, изучаемые только в шлифах.

Шахтная разработка месторождения показала, что лежащие  на фундаменте девонские отложения  осложнены многочисленными дизъюнктивными дислокациями, разбивающими структуру  на множество блоков.

Распространённость  нарушений определяется их вскрытием  в среднем через каждые 25 м  протяжённости горной выработки.

Более крупные  нарушения сопровождаются мощными  зонами дробления и милонитизации  в висячем боку, а смещения крыльев  достигают 20 м по вертикали. В разрушениях, секущих весь разрез, амплитуда возрастает с глубиной и по кровле метаморфических  сланцев в 3 раза больше, чем по кровле 3-го пласта. Сбросы чередуются с взбросами  по типу чередования горстов и  грабенов. В направлении от центральных  к периферийным участкам структуры  смещения принимают более выдержанный  характер.

Дизъюнктивные нарушения имеют разнообразное  простирание, но преобладает продольное - северо-запад-юго-восток (СЗ-ЮВ). Связь  между амплитудой смещения и протяжённостью не наблюдается.

По данным шахтной разработки продуктивный пласт 3 Ярегского месторождения интенсивно, но неравномерно разбит крутопадающими (от 60 до 80°) нарушениями на множество  блоков самых различных размеров и форм. Преобладает диагональная по отношению к общему простиранию  структуры система трещин (субмеридиональных  и субширотных), но местами лучше  выражена продольно-поперечная система  нарушений и трещин северо-западных и северо-восточных направлений. Протяжённость нарушений от 10 м  до 2,5 км. Более протяжённы трещины  и дизъюнктивы диагональной системы. В верхней части пласта трещины  и дизъюнктивы встречаются в  среднем через каждые 25 м документированной  горной выработки, в нижней части  вблизи фундамента - через 9 м (от 12,5 до 7,6 м). Амплитуды смещения обычно незначительны: от миллиметров до 2 м, редко до 10 м.

4. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В основании  продуктивного разреза Ярегского  месторождения, залегает венд-рифейский  складчатый комплекс фундамента.

Венд-рифейские  образования сложены различными тонкослоистыми (полосчатыми, ленточными) сланцами, а также массивными кварцитами и метаморфизованными кварцитовидными  песчаниками. Сланцы преимущественно  зеленовато-серые серицит-хлорит-кварцевые  и тёмно-серые (до чёрного), в различной  степени графитизированные. По степени  метаморфизма они принадлежат к  биотит-хлоритовой субфации зелёных  сланцев. Кварциты и кварцитовидные песчаники обычно слюдистые, имеют  серицит-хлоритовый и регенерационный  кварцевый цемент.

Непосредственно под девонскими отложениями на Ярегской площади залегают сланцы, местами выветрелые на глубину от 0,3 до 4 м и более. Эти разрушенные в дресву или до глин, но местами сохранившие сланцеватую структуру, обычно почти белые, а местами красно-бурые, породы имеют каолинит-гидрослюдистый состав с участием аутогенного сидерита. В красно-бурых разностях присутствует гематит и лимонит за счёт окисленного пирита. Кора выветривания чаще отмечается в депрессиях фундамента.

Сланцы, главным  образом графитизированные разности, содержат как мелкие, так и достаточно крупные (от 0,5 до 2,5 мм) зёрна лейкоксена (до 1 %) и ильменита при содержании TiO₂ (двуокись титана) в пределах от 0,7 до 1,45 %. Кварциты и кварцито-песчаники заметно беднее титаном, но так же, как и сланцы, содержат мелкие зёрна рутила, анатаза, циркона и турмалина.

Венд-рифейская  метаморфизированная толща смята  в крутые складки предположительно субмеридионального простирания. В  современном структурном плане  поверхности метаморфических сланцев  они выделяются в виде чередования  узких, но весьма протяжённых валообразных поднятий (гемиантиклиналей) и грабенообразных  прогибов шириной от нескольких сот  метров до нескольких километров.

Тектоническими  трещинами северо-западного, северо-восточного, субмеридионального и субширотного простираний толща сланцев разбита  на отдельные блоки. Трещины обычно заполнены белым сливным кварцем, а местами в прикровельной  части фундамента - кварцитовидными  гравелитами и конгломератами, но встречаются и зияющие трещины.

Средний девон, живетский ярус. Эродированная  поверхность венд-рифейских метаморфических  сланцев с угловым и стратиграфическим  несогласием перекрывается образованиями  среднего отдела девонской системы. Представлен он живетским ярусом старооскольским горизонтом.

Базальный пласт  песчаников среднего-верхнего девона или пласт 3 местной промысловой  номенклатуры по Ухтинской складке, продуктивный на Ярегском месторождении, сложен тремя литологическими пачками  терригенного состава: нижней, средней и верхней (последняя пачка относится уже к верхнему девону).  Нижняя  пачка  пласта 3 средней толщиной на Ярегской площади около 30 м, а на участке работ  около 20 м, в свою очередь состоит из двух частей: большей нижней, сложенной разнозернистыми лейкоксен-кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов, и меньшей верхней, соответствующей так называемым «надрудным алевролитам». Песчаники нижней пачки, с которыми связана уникальная россыпь титановых минералов (главным образом лейкоксена), называются также «основным» или «нижним рудным горизонтом». На площади района работ они являются водонасыщенными.

Олигомиктовые песчаники нижней части нижней пачки 3 пласта слагают основную нижнюю титановую  россыпь месторождения. Внизу разреза  чаще всего залегают наиболее грубозернистые, местами конгломератовидные песчаники  с гравием и различными по крупности (от 2 до 6 см) плохо окатанными гальками кварца и кварцита.

Средняя, более  выдержанная часть разреза основного  рудного горизонта, средней толщиной 6 м при колебаниях от 3 до 10 м, сложена  преимущественно мелко- и разнозернистыми  песчаниками с различной степенью примеси зёрен средних и крупных  фракций до гравия и мелких галек  кварца включительно. Аргиллитовые прослои  в них редки и  имеют толщину  менее 1,0 м.

Верхняя часть  разреза основного рудного горизонта  средней толщиной до 10 м, при колебаниях от 0 до 15 м, состоит из относительно однородных, мелко- и тонкозернистых, хорошо сортированных песчаников, имеющих  весьма чёткую, тонкую, косую и косоволнистую  слоистость при толщине косых  серий однородных слойков от 3 до 7 см.

Коллекторами  являются разнозернистые, средне-мелкозернистые хорошо сортированные, слабоглинистые, тонкозернистые песчаники. Алевритистые и глинистые тонкозернистые песчаники, и глинистые конгломераты для  нефти слабопроницаемы.

Отложения средней  пачки пласта 3 с размывом и перерывом  перекрывают породы нижней. Сложены  они кварцевыми хорошо сортированными, косослоистыми, преимущественно мелко- и тонкозернистыми песчаниками  с подчинённым участием разнозернистых и прослоев аргиллитов и алевролитов, а также имеют предположительно русловый генезис.

Верхний девон: нижнефранский и среднефранский подъярусы. Джьерский горизонт нижнефранского подъяруса на Ухтинской складке  включает часть разреза поддоманиковых отложений от подошвы верхней  пачки 3 пласта до кровли пласта 2.

Верхняя пачка  пласта 3-го несогласно перекрывает  отложения средней и нижней пачек. От нижележащих пачек он отличается наименьшей (в среднем до 4,0 м) и  невыдержанной (от 0 до 14 м) толщиной, а  также в основном грубозернистым, но неоднородным составом, повышенной глинистостью, сидеритизацией и весьма слабой сортированностью как по крупности, так и механической устойчивости материала. Песчаники полимиктовые (лейкоксен-кварцевые) и содержат дресву метаморфических сланцев. Они слагают слабо выдержанную титановую россыпь. Предполагается, что эти образования соответствуют базальным отложениям раннетиманской трансгрессии, и грубозернистые и конгломератовидные их разности являются в основном пляжными образованьями.

Как правило, 3-ий пласт почти повсеместно перекрывается  надпластовыми аргиллитами. В единичных  случаях линзообразные тела, апофизы  и дайки диабазов встречаются  или непосредственно над пластом 3, или внутри пласта.

Надпластовые  аргиллиты представляют собой горизонтально-слоистые глинистые отложения зеленовато-серой  и зеленовато-бурой (пятнистой) окраски, часто с прослоями и линзами  песчаного материала. Песчаники  в прослоях толщиной от 3 до 50 см тонко- и мелкозернистые до разнозернистых, обычно глинистые, могут быть связаны  с мелкими выступами дна бассейна. В южной части месторождения  почти весь разрез надпластовых аргиллитов замещается тонким переслаиванием аргиллитов и глинистых песчаников.

Вышезалегающая  туфобазальтовая (туфодиабазовая) толща (или «туфоидные слои») сложена различными туффитами с подчинёнными прослоями  туфобрекчий, туфопесчаников и туфоидных  глин. Среди туффитов встречаются  пластовые тела диабазов и базальтов, реже встречаются диабазовые дайки. Средняя толщина туфоидных слоев  на Ярегском месторождении около 40 м при колебаниях от 5 до 60 м; при  этом на туффиты приходится около 70 %  разреза.