Ремонтно изоляционные работы

ьвьлалф

Введение

При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают  те или иные неполадки как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием.

Каждую действующую  скважину приходится останавливать  для планово-предупредительного или  текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, таких как: ремонтом или заменой наземного оборудования, прекращением подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т. д.

Продолжительность простоев скважин учитывается коэффициентом эксплуатации отношением времени их эксплуатации к общему календарному времени за год, квартал, месяц. Коэффициент эксплуатации скважин колеблется в пределах 0,95-0,98.

Наряду с понятиями текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважинной - операция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважиной - операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

За время долго эксплуатации скважины происходит обводнение скважиной продукции, за счет нагрузки на эксплуатационную колону, прорыва подошвенных вод.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) - работы по перекрытию путей проникновения вод в эксплуатационный объект скважины и отключение от нее отдельных пластов и обводненных интервалов

Виды:

- нефтецементном;

- водоцементном.

Также в дипломном проекте рассматриваются следующие вопросы: геологическое строение Покачевского месторождения, физико-химические свойства жидкостей и газов, режим разработки залежей. В технологической части рассмотрены следующие пункты: технология проведения РИР, расстановка оборудования, материалы, применяемые при РИР.

1 Геологическая часть

1.1История освоения Нивагальского месторождения

Нивагальское  месторождение открыто в 1981 году, введено в эксплуатацию в 1985 году. 

Геолого-геофизическое  изучение  территории  начато  в  50-е  годы.  В  1990  году тематической партией (ТП-110) Тюменской тематической  экспедиции  Главтюменьгеологии  выполнено  обобщение  материалов  полевых  геофизических  съемок,  по  результатам  которого  составлены  сводные  структурные  карты  Западно-Нивагальской  площади  по  отражающим  горизонтам  «М1»  (кровля  кошайской  свиты)  и  «Б»  (кровля  баженовской  свиты).  Бурение  поисковых  и  разведочных  скважин  до  1990  года  проводилось  силами  Мегионской  НРЭ Главтюменьгеологии,  в  последующем – ТПП «Лангепаснефтегаз». Детальные  сейсмические  исследования  на  месторождении  осуществлены  трестом  «Татнефтегеофизика»  объединения  «Татнефть».

Основанием для постановки разведочного бурения на Нивагальском месторождении послужили: высокая плотность запасов Нижневартовского нефтегазоносного района, благоприятные фациальные и структурно-тектонические условия, в которых расположена исследуемая площадь, промышленная нефтеносность соседних Южно-Покачевского и Урьевско-Поточного месторождений, где выявлены залежи нефти в верхнеюрских (пласт ЮВ_1-1) и меловых отложениях (пласты АВ и БВ).

В конце 1981года поиск и разведка были сосредоточены в районе Нивагальской структуры (скв.85, 103, 117).

Нивагальское месторождение нефти  было открыто первой поисковой скважиной 85 в марте 1982 года.  При испытании пласта ЮВ_1-1 был получен фонтан нефти дебитом 51 м³/сут. Приток нефти из пласта ЮВ_1-1 был получен также в скважине 123, в остальных – приток нефти с водой, либо воды.

Таким образом, опоискование юрской залежи как начальный этап геологоразведочных работ завершилось получением промышленного притока нефти, поэтому все последующие скважины на юрские отложения приобрели статус разведочных. Поиск новых залежей и разведка юрского продуктивного горизонта происходили одновременно.

Вторая скважина 101 была пробурена  в зоне сочленения Нивагальского и Шаманного поднятий. При испытании пласта ЮВ_1-1 получен приток воды.

Не попала в контур нефтеносности  юрского пласта и скважина 99, заложенная в районе небольшого структурного носа в западной части месторождения. Следующую скважину 117 решено было заложить на более близком расстоянии от скважины 85. В результате был вскрыт ВНК юрской залежи.

Геолого-геофизические данные, полученные при бурении скважин в 1981-1982 годах  позволили предположить в пласте ЮВ_1-1 две залежи нефти. Одна из них приурочена к северному – Шаманному поднятию, другая связана с Нивагальской структурой. Залежи отличались по занимаемой площади и уровню ВНК, который нуждался в уточнении в процессе дальнейших работ.

Кроме решения вопросов разведки юрской залежи в этот период осуществлялся поиск продуктивных пластов и в неокомских отложениях.

Скважиной 99 был увеличен этаж нефтегазоносности  месторождения: при испытании пласта АВ_1-3 получен промышленный приток нефти дебитом 27.1 м³/сут при депрессии 15 атм.

Изучение разрезов пробуренных  скважин позволило установить, что почти во всех скважинах пласт АВ_1-3 отделен от пласта АВ₂ значительно изменяющейся по толщине глинистой перемычкой от 2 м (скв.103) до 7 м (скв.99).

В 1983 году продолжалась доразведка уже  открытых залежей. В основном в этот период геологоразведочные работы концентрировались на Шаманной структуре. В результате был расширен контур нефтеносности северной залежи пласта ЮВ_1-1.

В скважине 105, пробуренной на западе Южно-Покачевского месторождения (в  зоне его сочленения с Нивагальским) в 1983 году получен приток нефти из нижней пачки пластов ачимовской толщи.

Выявлены признаки нефтеносности  пласта БВ₆ (скважина 84).В это же время продолжается разведка южной части Нивагальской структуры и всего месторождения в целом (скважины 126, 129, 122, 127, 133).

Таким образом, в результате проведенных геологоразведочных работ  открыто крупное месторождение нефти, находящееся в непосредственной близости от разрабатываемых Покачевского, Урьевско-Поточного, Южно-Покачевского. Выявлены залежи нефти промышленного значения п пластах ЮВ_1-1, АВ₂, АВ_1-3, АВ₁-₂. 

По Нивагальскому  месторождению  составлено  пять  проектных  работ.  Основой  организации  разработки  месторождения  служит  «технологическая  схема»  (ТатНИПИнефть)  1986 года,  утвержденная  ЦКР  в  1988 году.

По состоянию на 01.01.2002г. фонд добывающих скважин составил 462 ед., в том  числе дающих нефть - 392 скважина. Все  скважины эксплуатируются механизированным способом.

1 скважина даёт безводную нефть, 190 скважин (или 54,1% от действующего фонда) работают с обводнённостью до 50 %, 120 скважин (или 34,2%) – с обводнённостью от 50 до 90 %, 40 скважин (или 11,4%) дают продукцию с содержанием воды более 90%.

Добыча нефти по Нивагальскому  месторождению в 2001 году составила 1120.2 тыс. т., что является максимальной величиной годового отбора нефти за весь период разработки месторождения. Добыча жидкости в 2001 году составила 3057.2 тыс. т. при среднегодовой обводнённости добываемой продукции 63.4 %. Средний дебит работающих по нефти вырос в 2001 году и достиг величины 8.6т/сут., средний дебит по жидкости составил 23.5 т/сут.

Закачка воды на месторождении  реализуется с 1987 года. По состоянию  на 01.01.2002 года нагнетательный фонд составил 83 ед., из которых под закачкой находится 75 скважин. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в 2001 году  составила 78,8 %.

Геологический разрез Нивагальского  месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований. Доюрские отложения вскрыты поисковыми скважинами 204П, 210П, 211П.

Расчленение разреза произведено в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой, принятой на совещании по вопросам корреляции и индексации продуктивных пластов мезозойских отложений Тюменской области в «ЗапСибНИГНИ» Главтюменьгеологии Министерства геологии РСФСР 20-21 февраля 1986 г. [6]

Рисунок 1 – Карта Нивагальского  месторождения

1.2 Орогидрография

Нивагальское месторождение в  административном отношении находится  в Нижневартовском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области.

В орогидрографическом смысле район  месторождения представляет слабо  расчлененную, очень заболоченную и  залесенную равнину с абсолютными  отметками от +70 до 80м.

Гидрографическая сеть представлена большим числом мелких притоков бассейна реки Аган. Около 85% территории месторождения покрыто труднопроходимыми болотами и топями, плохо промерзающими зимой. Поверхность грунтовых вод в долинах рек располагается на глубине до 5м, а на водоемах до 15м. [7]

Климат района резко континентальный. Зима холодная (до -45 - -50 ⁰С в январе) и снежная, с метелями и заносами. Короткое, но довольно теплое лето     (до + 30⁰С в июле). Весна и осень продолжительные, часто холодные с сильной распутицей. Среднегодовая температура - 3,2⁰C - 2,6⁰C, количество осадков 400 - 500мм в год, большая их часть приходится на август и февраль. Ледостав на реках и озерах начинается в октябре - ноябре, ледоход во второй половине мая. Глубина снежного покрова 0,8 - 1,0м на открытых и 1,5м - залесенных участках. Промерзание грунта достигает 2м, болот на глубину до 10м. Преобладающие ветры зимой - северные и северо-восточные, летом - западные и юго-западные.

Месторождение находится  в непосредственной близости от нефтепровода Нижневартовск - Омск.

В настоящее время месторождение отличается достаточной надежностью дорог.

1.3 Тектоника

Залежи пласта ЮВ_1.

На площади выявлено две залежи – залежь 1 (северная) на Шаманной структуре и залежь 2 (южная) на Нивагальской. Залежь 1 «сливается» с залежью аналогичного пласта соседнего Лас-Ёганского месторождения. Границей является линия, по которой утверждены запасы ГКЗ в 1984г. по Нивагальскому и в 1993г. – по Лас-Ёганскому месторождениям. По этой разделяющей линии практически проходит лицензионная граница между этими месторождениями.

Залежи почти полностью  разбурены по эксплуатационной сетке  скважин, разрабатываются с 1987г.

Залежь ачимовской толщи.

Залежь нефти в толще  ачимовских отложений приурочена к  нижней пачке коллекторов, при испытании  которых в скв.105р получено нефти 4,1м³/сут при депрессии 16,9 МПа и в скв.135р – 6,0 м³/сут при депрессии 17,5 МПа. Контур залежи проведен по скважинам, где коллекторы водонасыщены с кровли, независимо от абсолютных отметок.

Размер залежи 7.0х5.0 км, высота 40 м. Тип залежи литологически – экранированный.

Залежи пласта   БВ₈

Пласт БВ₈  на Нивагальском  месторождении вскрыт скважинами на глубинах 2370-2650м, распространен повсеместно, как и на соседних Покачевском, Южно-Покачевском и других месторождениях. Представлен песчаниками, в основном нефтенасыщенными, с прослоями аргиллитов. В отличии от соседних месторождений, где пласт БВ₈ является одним из основных продуктивных пластов, на Нивагальском месторождении установлены лишь две небольшие по размерам залежи.

Залежи пласта   БВ₆

  Пласт БВ₆ распространен по всей площади месторождения, вскрыт скважинами на глубинах 2320-2500м, представлен песчаниками с прослоями алевролитов. На Нивагальском месторождении выявлено три залежи небольших размеров. Эффективная толщины пласта изменяются в пределах 4.0-14.0 м[7]                                                                 

Залежи пласта   БВ₅

Пласт БВ₅ распространен повсеместно в пределах месторождения, представлен песчаниками и алевролитами. Выявлены две залежи.

Залежи пласта АВ₂

В пределах лицензионного участка Нивагальского месторождения выделено одиннадцать залежей, в том числе пять из них располагаются в границах залежи пласта АВ₂, апробированной ГКЗ в 1984г., как единой на данной площади, а остальные шесть выявлены вне этой границы по результатам доразведки и эксплуатационного бурения.

Балансовые запасы добычи нефти составили по состоянию  на 01.01.00 159606 тысяч тонн, извлекаемые 44523 тысяч тонн, при коэффициенте нефтеизвлечения – 0,279. Из них соответственно по пласту ЮВ₁ балансовые запасы нефти составили 43062 тысячи тонн, извлекаемые 9904.

1.4 Литология и стратиграфия

Геологический разрез Нивагальского  месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: складчатого основания и мезо-кайнозойского чехла.

Породы фундамента (доюрские образования) представлены эффузивными породами зеленовато-серого и бурого цвета, по трещинам заполненными кальцитом, аргиллитами, метаморфизированными красно-бурыми породами с раковистым изломом. В скважинах вскрыта кора выветривания, представленная гравелитом кварцево-полевошпатовым, светло-серым, массивным, среднесцементированным, песчаником светло-серым крупно- и среднезернистым, среднесцементированным, массивным слюдистым с включениями окатанной мономиктовой гальки, гравия и брекчий. Глины темно-серые, тонкоотмученные, плитчатые, излом раковистый. Платформенные образования включают в себя отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Керновым материалом разрез месторождения охарактеризован  неравномерно. Лучше изучены верхнеюрские и нижнемеловые отложения, к которым приурочены продуктивные горизонты.

В основу приводимой литолого-стратиграфической  характеристики разреза положена унифицированная  стратиграфическая схема, утверждённая в 1986 году в «СибНИИНП» Главтюменьгеологии Министерства геологии РСФСР.

Юрская система(J)

Отложения юрской системы  несогласно залегают на породах коры выветривания. Осадки нижнего и среднего отделов представлены континентальной толщей тюменской свит, а  верхнего – породами васюганской, георгиевской и баженовской свит.[7]

Нижний и средний  отделы юры (J 1-2)

Делится на две подсвиты и представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми с прослоями песчаников в нижней пачке, к которой приурочены пласты ЮВ_11-12. Они перекрываются тогурской глинистой пачкой тонко-отмученных глин мощностью 20-30м. Выше залегает пачка глин с прослоями песчаников, к которой приурочен пласт ЮВ₁₀. Верхняя часть горелой свиты, завершена пачкой радомских глин.

Тюменская свита

В основании мезозойского платформенного чехла залегают отложения тюменской свиты, для которых характерно чередование аргиллитов, алевролитов  и песчаников.

Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, плотные  с обуглившимися растительными  остатками. с∙ МПа

Алевролиты серые, и  тёмно-серые, кварцево-полевошпатовые с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Аргиллиты тёмно-серые с коричневым оттенком, тонкослоистые, слюдистые, местами битуминозные.

Возраст тюменской свиты, определён по споропыльцевым комплексам.

Толщина отложений составляет 360-400м.

Васюганская свита (J 3 kl-okf )

Литологически свита  делится на две подсвиты: нижнюю-глинистую  и верхнюю - песчано-глинистую. Нижняя представлена аргиллитами серыми и  тёмно-серыми, среднесцементированными, неоднородными, полосчатыми за счёт прослоев алевритистого материала с включениями пирита и мелкорассеянного углистого детрита.

Отложения васюганской  свиты накапливались в условиях мелководного моря. Возраст свиты  определён по фауне амонитов как  келловей-оксфордский. Толщина васюганской  свиты составляет 77-91м.

Георгиевская свита (J 3 km)

Её отложения несогласно залегают на породах васюганской  свиты, местами георгиевская свита  отсутствует. Отложения георгиевской свиты накапливались в морских  условиях, и представлены аргиллитами  от тёмно-коричневых до чёрных, с тонкими включениями глауконита с многочисленными остатками детрита.

Возраст свиты определён  киммериджским по комплексам фораминифер. На электрокаротажных диаграммах георгиевская свита чётко фиксируется по электрическому и индукционному каротажам резким уменьшением величины  УЭС пород, что служит хорошим корреляционным репером.

Толщина георгиевской свиты  не превышает 2м.

Баженовская свита (J 3 v)

Отложения её несогласно залегают на породах георгиевской и  васюганской свит. Они представлены аргиллитами чёрными и буровато-чёрными, битуминозными, уплотнёнными, листоватыми и тонкоплитчатами с включениями пирита.

Слоистость пород горизонтальная, по напластованию характерно присутствие большого количества отпечатков молюсков, скелетов рыб и другой фауны. Возраст баженовской свиты определён волжским по фауне аммонитов. Отложения баженовской свиты хорошо выделяются по керну и промыслово-гофизическим данным. К аргиллитам баженовской свиты приурочен основной сейсмический отражающий горизонт «Б».  Р3 –забойное давл  

Толщина баженовской свиты составляет 18-35м.

Меловая система (К)

Отложения меловой системы  на рассматриваемой территории развиты  повсеместно и представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел представлен мегионской, ванденской (вартовской), алымской и низов покурской свит. Нижнемеловые осадки содержат в себе серию песчано-алевролитовых пачек пластов группы БВ и АВ, являющихся регионально нефтегазоносными.

Нижний отдел меловой системы (К1)

Мегионская свита (К 1 v-в)

На битумоминозных аргиллитах баженовской свиты залегают терригенные породы мегионской свиты, включающей отложения берриасского и валанжинского ярусов. Отложения имеют повсеместное распространение и подразделяются на две подсвиты: нижнюю преимущественно глинистую и верхнюю – более песчаную, включающую выдержанные песчаные пачки (БВ₈).3елим проницаемость  В составе нижней подсвиты, выделяется ачимовская толща переслаивающихся серых, светло-серых, мелких и среднезернистых, слюдистых, иногда  карбонатных песчаников, алевролитов и аргиллитов с преобладанием последних.

На Нивагальском месторождении  обнаружена залежь нефти в нижней части  ачимовской толщи. Толщина  ачимовской толщи достигает 140м.

Разрез мегионской свиты  завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются песчаные пласты БВ_8-12. На Нивагальском месторождении промышленная нефтеносность выявлена в пласте БВ₈. Вскрытая толщина мегионской свиты составляет 415-48м

Вартовская свита (К 1 br-h)

Отложения мегионской свиты  перекрываются мощной толщей переслаивающихся песчано-глинистых пород вартовской свиты, отнесённых к готеривбаремскому возрасту на основании находок фораминифер и остракод.

В разрезе вартовской свиты выделяются нижняя и верхняя  подсвиты, разделённые пимской пачкой, которая в пределах рассматриваемого месторождения, как и на всём Нижневартовском своде, опесчанивается и выделяется с некоторой долей условности.

Нижняя подсвита, сложена  прибрежно-морскими и мелководными морскими образованьями, представленными переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

В разрезе верхней подсвиты, выделяются пачки пластов АВ_2-8, в разрезе нижней - БВ₀-БВ₇. Промышленно-нефтеносными являются пласты АВ₂, БВ₅, БВ₆.

Верхняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов  и аргиллитов серых с зеленоватым  оттенком. Пласты группы АВ, выделяемые в этой подсвите, на отдельных участках сливаются, образуя единую гидродинамическую систему.   Р3 –забойное давление, 

Толщина вартовской свиты 440м.

Алымская пачка (К-1)

Граница между алымской и вартовской свитами чётко определяется по смене зелёно цветных пород на серо цветные, залегающие в основании аптского яруса, которая подразделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита сложена  аргиллитами тёмно-серыми, алевритистыми  алевролитами «рябчиковыми», слюдистыми с примесями карбонатного материала и песчаниками серыми и светло-серыми, среднезернистыми, средне сцементироваными. К нижней подсвите приурочена продуктивная пачка АВ₁, которая разделена хорошо выдержанными по площади подсвита алымской свиты делится на две пачки: нижняя пачка (кошайская) пачка сложена сильно алевритистыми аргиллитами и алевролитами. Породы алымской свиты накапливались в морских условиях.

Возраст свиты определён  нижнеапским по споро-пыльцевым  спектрам и положению в разрезе.

Толщина алымской свиты 156м.

Нижняя подсвита покурской свиты (К1 ар+аl)

Завершается разрез нижнемеловых отложений нижней подсвитой покурской свиты. Подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, светло серые, мелко- и среднезернистые, плотные слабослюдистые, с включениями мелких растительных остатков. Накопление осадков нижней подсвиты покурской свиты происходило в условиях сложного чередования морских и прибрежно-континентальных фаций.

Возраст подсвиты установлен апт-альбский по находкам фауны фораминифер и споро-пыльцевому комплексу.

Толщина подсвиты составляет 730-784м.

Верхний отдел меловой системы  К 2.

Граница между верхним  и нижним отделами меловой системы  ввиду отсутствия резкой смены характерных комплексов проведена условно.

Отложения верхнего отдела меловой системы представлены континентальными осадками верхов покурской свиты и морскими образованьями кузнецовской, берёзовской и ганькинской свит.

Верхняя подсвита покурской  свиты (К 2  сm)

Представлена переслаиванием песчаников, песков алевролитов и глин.

Сеноманский возраст  верхней части покурской свиты  устанавливается на основании изучения споро-пыльцевого комплекса, который  характеризуется преобладанием пыльцы голосеменных растений.

 Толщина верхней подсвиты 270м.

Общая толщина покурской свиты 725-760м.

Кузнецовская свита (К 2  t)

Отложения свиты без  видимого несогласия залегают на породах  покурской свиты. Литологически  свита сложена морскими глинами  тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, плотными, местами алевритистыми с тонкими прослоями песчананика светло-серого, мелкозернистого, кварцево-глауконитового. В глинах встречается фауна пелеципод, фораминифер и аммонитов туронского возраста. Толщина свиты 8-18м.

Берёзовская свита (К 2  cn+st+cp)

Отложения свиты согласно залегают на породах кузнецовской свиты и подразделяются на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя представлена глинами серыми, опоковидными с тонкими  прослоями алевролитов, песчаников, с гнёздами глауконита и конкрециями сидерита. Верхняя сложена глинами серыми, кремнистыми, однородными, редко песчанистыми, иногда сидеритезированными.[7]

В глинах встречаются  ходы илоедов, комплексы фораминифер, характерных для коньяк- сантон-кампанских отложений, радиолярий и спикулы губок.

Толщина берёзовской  свиты 122-130м.

Ганькинская свита (К 2 m+d)

Завершается разрез верхнемеловых  отложений породами ганькинской  свиты мастрихт-датского возраста, установленного по обломкам пелеципод, гастропод и комплексу фораминифер.

Литологически, свита  сложена морскими глинами серыми, пепельно-серыми с зеленоватым оттенком, известковистым переходящими в мергели с раковистым изломом. К низу осадки теряют известковатость и приобретают зеленоватый оттенок и пластичность.

Толщина отложений свиты 112-116м.

Палеогеновая система (Р 1) 

Разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков палеоценового эоценового и олигоценового возраста. Накопление основной части осадков проходило в морских условиях и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского континентального происхождения.

В палеогеновых отложениях выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты.

Талицкая свита (Р 1)

В основании палеогеновой системы залегают осадки палеоценового  возраста, выделяемые в талицкую свиту. Литологически свита, представлена глинами в верхней части тёмно-серыми до чёрных, в нижних слегка зеленоватыми, плотными, жирными на ощупь, с зеркалами скольжения, иногда алевритистыми, кремнистыми с линзами известковистого песчаника. Палеоценовый возраст отложений свиты, установлен по фауне фораминифер. [7]

Толщина свиты составляет 90-100м.

Люлинворская свита (Р 2)

Разрез свиты подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя сложена опоковидными глинами  с единичными прослоями кварцглауконитового песчаника. Средняя - плотными глинами, пепельно-серыми, алевритистыми и опоковидными. Верхняя глинами зеленовато-серыми, плотными, листовыми с раковистым изломом и прослойками глинистого алевролита. Возраст свиты определён как эоценовый по комплексу радиолярий и фораминифер.

Толщина свиты 193-202м.

Тавдинская свита (Р 3)

Литологически свита представлена глинами серыми, зеленовато- и голубовато-серыми, с прослойками алеврита и песками мелко- и среднезернистыми, кварцевыми с прослоями и линзами глинистого сидерита,

с включениями растительных остатков. Возраст свиты как нижнеолигоценовый определён по единичным комплексам фораминифер, споро-пыльцевым комплексам и остракодам.

Толщина свиты 106м.

Атлымская свита (Р  3-1)

На размытой поверхности тавдинских глин залегают континентальные отложения атлымской свиты. Литологически свита сложена песками серыми мелко- и среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослойками бурого угля и глин серых, зеленовато-серых, алевритистых. Возраст свиты как нижнеолигоценовый определён по споро-пыльцевому комплексу и положению в разрезе.

Толщина свиты 68м.

 Новомихайловская свита (Р 3-2)

Отложения свиты, несогласно залегающие на породах атлымской свиты, представлены неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Глины и алевролиты серые, коричневато-серые, с включениями обломков древесины, растительных остатков и прослойков угля. Пески серые, светло-серые, тонко- и мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые, с включениями растительных остатков. По споро-пыльцевому комплексу и положению в разрезе возраст свиты определяется как среднеолигоценовый.