Современное состояние и перспективы развития нефтяной отрасли страны
1. Введение.
1.1. Современное состояние и перспективы развития нефтяной отрасли страны.
Россия – крупнейший в мире производитель и экспортёр нефти и газа как по энергетической ценности, так и в денежном выражении. В 2008 г. добыча нефти и газа составила около 1,1 млрд. т нефтяного эквивалента, или 1153 млн. т условных углеводородов, включая 488 млн. т нефти в 665 млрд. м3 газа. Экспорт нефти и нефтепродуктов превысил 350 млн. т, газа – 203 млрд. м3.
Нефтяная промышленность России – не только важный элемент мирового рынка нефти, она играет значительную роль в социально-экономическом развитии страны.
Массовое внедрение технологий интенсификации добычи при увеличении инвестиций привело к тому, что в 2007 г. добыча нефти в России возросла более чем на 60% по отношению к уровню 1999г.
В 2000 – 2009 гг. быстрыми темпами развивалась транспортная инфраструктура нефти. За 2000 – 2006 гг. была сформирована альтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок на рынки Северо-Западной Европы. В апреле 2006г. начато строительство нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» *ВСТО), в октябре 2008г. введён в эксплуатацию в реверсном режиме крупный участок нефтепровода ВСТО «Талахан – Тайшет», а в декабре 2009г. намечено завершение формирования первой очереди «Тайшет – Сковородино», ведётся строительство нефтепровода – отвода на Китай, пуск которого запланирован на январь 2011г.[2]
При этом воспроизводство сырьевой базы нефти не соответствовало быстро растущей добыче. Неудовлетворительно производились сбор и утилизация попутного нефтяного газа, оставались низкими качество разработки нефтяных месторождений и коэффициенты извлечения нефти. Активное применение методов интенсификации нефтеотдачи пласта, особенно в 2000 – 2005 гг., в последующем привело к замедлению роста добычи, на ряде месторождений – катастрофическому.
Фундаментальными причинами падения добычи нефти стали: истощение сырьевой базы на значительной части эксплуатируемых месторождений в традиционных районах нефтедобычи (Западная Сибирь, Волго-Урал); смещение сроков реализации проектов Тимано - Печоре, Восточной Сибири, Северном Каспии; сокращение в 2008г. добычи нефти на Сахалине.
При исключительно высоких мировых ценах на нефть 2006 – 2009гг. в стране произошло сначала снижение темпов роста добычи, а затем с 2008г., - её абсолютное сокращение. В 2008г. добыча нефти и конденсата в России составила около 488,5 млн. т – это первое место в мире, более чем на 10% больше уровня добычи Саудовской Аравии. Но одновременно впервые за последние 10 лет в стране произошло снижение производства (падение добычи по итогам года составило около 0,51%, в первом квартале 2009г. – почти 1% за период в целом). В 2009г. добыча нефти составила 493,7 млн. т, что на 1,2% больше, чем в 2008г. Добыча нефти по регионам. Главный центр российской нефтяной промышленности – Западная Сибирь, где добывается около 68% всей отечественной нефти. Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) – основной нефтедобывающий регион (80%), крупномасштабная добыча нефти и конденсата ведётся также в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) и Томской области. В последние годы введены в эксплуатацию месторождения Омской, Новосибирской и юга Тюменской областей, где суммарный объём добычи составил в 2008г. около 5 млн. т.
В 2008 г. добыча нефти в Западной Сибири в целом снизилась на 1,7%; при этом, наряду с продолжающимся с 2005 г. сокращением производства в ЯНАО, почти на 1% снизилась добыча в ХМАО. После обвального сокращения в 2005 – 2006 гг. добыча нефти в Томской области сохраняется на уровне 10,2 – 10,5 млн. т. Стабилизация добычи произошла также в Омской и Новосибирской областях, при этом на юге Тюменской области наметился некоторый рост.
Снижение добычи в Западносибирской нефтегазоносной провинции происходит на большинстве крупнейших месторождений (кроме Приобского, где все последние годы отмечается органический рост производства), наибольшее сокращение происходит в Ноябрьском, Пуровском и Сургутском нефтедобывающих районах.
В Восточной Сибири, включая Республику Саха, в результате запуска участка нефтепровода ВСТО с октября 2008 г. происходит быстрое наращивание добычи. В целом в 2008 г. там добыто около 1,4 млн. т (в 3,5 раза больше, чем в 2007 г.), из которых свыше 0,8 млн. т – на крупнейших Талаканском и Верхнеченском месторождениях. В первом квартале 2009 г. добыча нефти в регионе увеличилась почти в 10 раз по сравнению с соответствующим периодом 2008 г. В настоящее время продолжается рост добычи нефти на месторождениях Сибирской платформы, прежде всего, в Лено-Тунгусской провинции. Ведётся подготовка к промышленной эксплуатации Ванкорского месторождения на севере Красноярского края, в геологическом плане приуроченного к Западносибирской нефтегазоносной провинции.
Добыча нефти на Сахалине снизилась в 2007 – 2008 г. с 14,5 до 12,9 млн. т. Основное сокращение произошло в рамках проекта «Сахалин-1» в результате исчерпания сырьевой базы а части реализации первой фазы проекта, связанного в том числе с интенсивным наращиванием производства в 2006 – 2007 гг. В ближайшие годы прирост добычи должен обеспечить проект «Сахалин-2».
Негативные тенденции в нефтяной отрасли и замедление темпов роста (а в ряде случаев – абсолютное сокращение добычи нефти по крупнейшим нефтегазодобывающим подразделениям) проявились с конца 2006 г. В 2007 г. стагнацию добычи нефти удалось компенсировать лишь увеличением добычи в рамках проекта «Сахалин-1» с иностранным оператором (Exxon). В начале 2007 г. «Сахалин-1» вышел на проектную мощность в 250 тысю бар в сутки (или 12,5 млн. т в год).
В настоящее время устойчивая тенденция для большинства эксплуатируемых месторождений Западной Сибири и европейской части страны – это стабилизация и постепенное снижение уровней добычи.
Тенденции рынка нефтепродуктов таковы, что нефтяные компании вынуждены пересматривать своё отношение к технологическому состоянию принадлежащих им НПЗ. Благодаря росту спроса на дизельное топливо в России и Европе следует ожидать увеличения объёмов его производства и доведения качества до европейских стандартов. Поскольку российские стандарты качества бензина всё ещё отстают от западных, а спрос на него будет расти медленнее, чем на дизтопливо, модернизация российских НПЗ, в первую очередь, будет ориентирована на увеличение выпуска дизельного топлива.
Перспективные уровни добычи нефти в России в период до 2030 г. будут определяться в основном внутренним и внешним спросом на жидкое топливо и уровнем цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, географией, запасами и качеством разведанной сырьевой базы и темпами её воспроизводства, налоговыми и лицензионными условиями, научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений.
При различных сценариях социально-экономического развития России будут достигнуты разные уровни добычи нефти. При формировании сценариев были учтены прогнозируемые Министерством экономического развития и торговли РФ и Институтов энергетических исследований РАН потребности в нефти внутреннего и внешнего рынков, также технологически и экономически оправданные с точки зрения сырьевой базы вариации её добычи в каждом регионе.
При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий добыча нефти в России в 2010 г. может составить 514 млн. т и возрасти к 2020 г. до 590 млн. т. Далее добыча нефти достигнет максимума в 2021 – 2025 гг. и несколько снизится к 2030 г. Оптимистичный и благоприятный сценарии могут быть реализованы только при последовательной и грамотной политике государства в области воспроизводства минерально-сырьевой базы и увеличении объёмов геологоразведочных работ (глубокое бурение, геофизика) на распределённом фонде недр в 4 – 5 раз. Увеличение объёмов геологоразведочных работ необходимо во всех регионах, но особенно в Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской и Охотоморской нефтегазоносных провинциях, а также на шельфах арктических морей.
Во всех сценариях рост добычи нефти до 2015 – 2017 гг. будет связан с вводом в разработку месторождений нефти в Ванкорско-Сузонском районе на северо-западе Красноярского края, вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха (Якутия) (Верхнечонское, Талаканское, Среднеботуобинское, Юрбчено-Тохомское и другие месторождения), в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, на шельфе острова Сахалин и в российском секторе Каспийского моря.
Конкретные объёмы добычи нефти будут зависеть от темпов роста спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке, конъюнктуры мирового рынка нефти, государственной политики, темпов и географии вопроизводства минерально-сырьевой базы, инвестиций в геологоразведку, совершенствования систем добычи, транспортировки и переработки нефти, состояния и объёмов научных исследований, определяющих стратегию, инновационную направленность и эффективность деятельности нефтегазового комплекса. Значительно влияние окажут систему подготовки и переподготовки кадров менеджеров и инженерно-технических работников, организационно-технологические условия деятельности самих нефтяных компаний.
Добыча нефти в России будет осуществляться как в традиционных нефтедобывающих районах (Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Северо-Кавказская провинции), так и в новых: на Севере европейской части (Тимано-Печорская провинция), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (Лено-Тунгусская и Охотоморская провинции), на юге России (российский сектор Каспийского моря – Северо-Каспийская провинция).
Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В 2025 – 2026 гг. на второе место по добыче выйдет Лено-Тунгусская провинция.
В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (без Ванкорско-Сузонского района на территории Красноярского края) по оптимистичному сценарию добыча нефти к 2019 – 2020 гг. возрастёт от 343 до 350 млн. т в год и далее будет удерживаться на этом уровне до 2030 г. По благоприятному – добыча нефти до 2024 г. сохранится на уровне 343 – 348 млн. т м далее будет падать до 334 – 336 млн. т к 2030 г. По умеренному и инерционному сценариям сроки стабильной добычи значительно меньше (до 2015 – 2018 гг. – в умеренном и до 2011 – 2012 гг. – в инерционном сценариях), и к 2030 г. добыча нефти упадёт до 324 и 313 млн. т в год соответственно.
Без корректного изменения в политике и практике воспроизводства минерально-сырьевой базы тенденция стагнации или падения добычи в традиционном центре добычи – в Западно-Сибирской провинции (без Красноярского края) – становится неизбежной. Ни конъюнктура внутреннего и внешнего рынков, ни рост цен на нефть и нефтепродукты в силу инерционности системы, несмотря на наличие ресурсной базы, переломить её не смогут. Допускать перехода на эту траекторию нельзя.
В Ванкорско-Сузонском районе, который по геологическому строению входит в Западносибирскую нефтегазоносную провинцию, добыча нефти начнётся после 2010 г. и к 2020 г. достигнет 25 млн. т в год.
В период после 2010 г. будут сформированы Южно-Эвенкийский (Красноярский край) и Непско-Ботуобинский (север Иркутской области и запад Республики Саха (Якутия)) центры добычи нефти в Лено-Тунгусской провинции. По оптимистичному сценарию добыча нефти здесь к 2020 г. достигнет 61 – 64 млн. т в год и к 2030 г. увеличится до 80 млн. т. По умеренному сценарию добыча нефти в 2020 г. составит 54 – 57 млн. т и к 2030 г. достигнет 65 млн. т. В необходимых для этого объёмах выполнена программа лицензирования недр.
Обеспечение намечаемых уровней и повышение эффективности нефтедобычи будут основываться на неуклонном расширении географии добычи нефти в РФ, создании новых крупных добывающих в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на шельфах арктических, тихоокеанских и южных морей России, на научно-Техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании методов бурения и воздействия на пласт, увеличении глубины извлечения запасов и внедрении других прогрессивных технологий добычи. Эти меры позволят сделать экономически оправданны использование трудно извлекаемых запасов нефти, оптимизировать организационно-тезнологическую структуру отрасли.
1.2. Общие сведения о районе работ, месторождении.
Характеристика района работ месторождения
Географическое и административное расположение
Пионерское газонефтяное месторождение расположено в 25 км к востоку от г. Саратова и административно относится к Энгельскому району Саратовской области.
В непосредственной близости от месторождения находятся Грязнушинское, Южно-Генеральское и другие более мелкие месторождения.
Недропользователем месторождения является ОАО "Саратовнефтегаз" на основании лицензии СРТ 10618 НЭ от 10.04.1998 г., выданной на срок до 01.09.2014 .
Обзорная схема района работ представлена на рис 1.1.
Освоенность района и промышленная инфраструктура
Активное промышленное освоение района в целях добычи нефти ведется с середины 50-х годов прошлого века.
Ближайшими к месторождению крупными населенными пунктами являются города Саратов, Энгельс и р/п Степное, сообщение с которыми осуществляется по асфальтированному шоссе. По территории района проходит железная дорога.
Месторождение находится в районе действующих нефтепроводов, газопроводов, нефтепромыслов. Близлежащие месторождения связаны сетью межпромысловых коммуникаций с головными сооружениями и компрессорной станцией. На Пионерском месторождении выполнено все необходимое промысловое обустройство.
Природные условия
Местность представляет собой слабо всхолмленную равнину, пересекаемую сетью ложбин и балок. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах +30 – +50 м. Таким образом, относительные колебания рельефа не превышают 20 м. Местность относится к степной безлесной зоне.
Вблизи территории месторождения протекают притоки р. Волги: р. Саратовка и Сухая Саратовка, имеющие неравномерный сток.
Климат района континентальный, температура в среднем колеблется от -15 0С зимой, до +25 0С летом, среднегодовая температура составляет +4 0С.
Условия водоснабжения
Для бытовых нужд населения, проживающего в районе месторождения, используются воды хазарского водоносного горизонта, который являются единственным источником питьевого и хозяйственного водоснабжения.С 1992 года для поддержания пластового давления на месторождении производится закачка вод в продуктивный пласт D2arIVa, с 2007 г. – в пласт D2vbV+VI. Источником вод для этих целей, помимо вод хазарского горизонта, является пластовая подтоварная вода, добываемая на месторождении.
Таким образом, за 50-летний период освоения рассматриваемого района создана вся необходимая для нефтедобычи промышленная инфраструктура. Существенных ограничений для дальнейшей разработки Пионерского месторождения с позиций промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, климатических условий в настоящее время нет.
2. Геологический раздел
2.1. Тектоника
Юго-восточная часть Русской платформы имеет сложное тектоническое строение.
В региональном плане Волго-Саратовское Поволжье связано с двумя крупными суперструктурами: Воронежской антеклизой и Северо-Каспийской областью прогибания. Наиболее древние геотектонические элементы связаны с протерозойским и раннепалеозойским геотектоническими этапами развития Русской платформы. В это время наблюдается преобладание северо-западных линейных структур. Северо-восточная ориентировка геотектонических элементов является более молодой и связана с развитием Прикаспийской области погружения. Молодые северо-восточные движения не уничтожали глубинные структуры северо-западного направления, а лишь омолаживали, активизировали их. Одной из таких структур является Степновский вал, разделяющий две области погружения – Воскресенскую депрессию и Золотовско-Каменскую структурную террасу. Степновское поднятие сочленяется с окружающими структурами зонами глубинных разломов.
Вал имеет региональный наклон в сторону Прикаспийской депрессии и осложнен локальными поднятиями, часть из которых имеют северо-восточное, часть северо-западное простирание. Пионерское поднятие представляет собой одну из структур северо-восточного простирания, приуроченную к юго-западному склону Степновского вала.
В разрезе осадочного чехла, перекрывающего архейский кристаллический фундамент, выделяется несколько структурно-тектонических комплексов (этажей). Внутри каждого комплекса наблюдается близкое совпадение структурных планов и локальных поднятий. Между структурными этажами могут быть несоответствия структурных планов, так как между ними существовали огромные промежутки перерыва осадконакопления, во время которого происходило общее изменение геотектонической обстановки в регионе.
Рифейский структурный этаж изучен слабо. По литературным данным с ним связано формирование авлакагенов Русской платформы. Наиболее изученными для региона являются среднедевон- верхнекаменноугольный структурный и среднеюрско-верхнемеловой этажи.
Погребенное Пионерское поднятие выделяется только в структуре среднедевон- верхнекаменноугольного структурного этажа, в мезозойском структурной этаже осадки залегают моноклинально.
Сейсмические работы, проведенные в районе Степновского вала, выявили ряд нарушений в пределах Пионерского локального поднятия, которые подтверждены данными бурения.
2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
В геологическом строении разреза Пионерского локального поднятия принимают участие отложения кайнозойского, мезозойского, палеозойского возрастов, а также протерозойские и архейские породы. В разрезе месторождения частично отсутствуют породы верхнего мела и верхней юры, полностью отсутствуют отложения триаса, перми; частично, верхнего карбона.
В связи с тем, что продуктивные горизонты выявлены только в отложениях среднего девона, характеристика этих отложений приводится более подробно.
Выветрелые породы кровли кристаллического фундамента архейского возраста на Пионерском поднятии не вскрыла ни одна скважина. Рифейские отложения вскрыты скважиной № 72 на глубине 2190 м (-2149,3 м) и продолжаются до забоя 2290 м (-2249,3 м). Породы представлены плотными, крепкими песчаниками розового цвета, разнозернистыми. В кровле присутствует кора выветривания, что видно по характеру каротажа и отсутствию выноса керна из верхней части пласта.
Палеозойская эратема. Девонская система.
Эйфельский ярус. Отложения яруса представлены бийским, клинцовским, мосоловским и черноярским горизонтами. Три верхних объединены в афонинский надгоризонт.
Бийский горизонт, отнесенный к глушаковскому надгоризонту, залегает с угловым и стратиграфическим несогласием на отложениях рифея. Описание керна данных отложений на месторождении имеется в скв. 84 и 88. В скв. 84 породы представлены пылеватыми песчаниками светло-серого цвета с обуглившимися остатками органического вещества. В скв. 88 – красноцветными плотными крепкими песчаниками и черными аргиллитами. Отложения горизонта представлены темно-серыми аргиллитами и серыми, светло-серыми разнозернистыми, плохо сортированными песчаниками, содержат комплексы спор. По ГИС пласт представляет собой переслаивание преимущественно глинистых разностей, алевролитов и песчаников. Качество коллектора улучшается снизу вверх. Породы на изучаемом участке являются базальными для терригенной толщи девона. Наличие обугленных остатков, спор и красноцветных песчаников свидетельствует, вероятнее всего, о континентальном генезисе отложений. Толщина контролируется рельефом рифейских отложений и пород кристаллического фундамента. На месторождении полностью толщина вскрыта только в скважине 72 и равна 66м.
Клинцовский горизонт стратиграфически соответствует морсовскому горизонту, выделяющемуся на ранних этапах изучения. Отложения представлены переслаиванием темно-серых, коричневато-серых песчаников разной зернистости (от пылеватых до крупнозернистых) и темно-серых плотных аргиллитов. Аргиллиты иногда содержат песчаные включения. Доля песчаников в разрезе горизонта преобладает. В отложениях присутствует микрофауна. По характеру образования отложения прибрежно-морского типа. Источник сноса располагался на севере в районе Татарского свода, где в это время существовала возвышенность. В связи с этим регионально общая толщина отложений клинцовского горизонта увеличивается с севера на юг. К песчаным коллекторам приурочена нефтяная залежь (пласт D2kl). Толщина отложений на изучаемом участке составляет 22-34 м.
Мосоловский горизонт представлен отложениями переслаивающихся серых и темно-серых известняков, аргиллитов, местами доломитизированных, кристаллизованных. Иногда встречаются линзы песчаников. Толщины меняются в пределах 21-52 м.
Черноярский горизонт представлен отложениями преимущественно темно-серого аргиллита, иногда с прослоями известняка. Толщины меняются в пределах 3-29 м.
Живетский ярус. Отложения яруса представлены воробьевским, ардатовским и муллинским горизонтами, которые объединены в старооскольский надгоризонт.
Воробьевский горизонт сложен преимущественно песчаниками. Имеет ярко выраженную закономерность строения снизу вверх по разрезу. Внизу преобладают песчаники. Доля аргиллитов начинает преобладать лишь в самой верхней части пласта. Песчаники кварцевые серые, светло-серые, средне или мелкозернистые. Иногда содержит обуглившиеся органические остатки и микрофауну. В кровле пласта в полных разрезах содержится известковистый прослой. Отложения прибрежно-морские, возможно дельтовые. Область сноса находилась на севере. Согласно региональным исследованиям в воробьевское время наблюдается частичная регрессия моря, что привело в некоторых районах к уничтожению части воробьевских отложений на приподнятых участках. Но к концу воробьевского времени вновь происходит усиление трансгрессии и область сноса в течение живетского века постепенно отодвигается на север. К песчаным коллекторам приурочена нефтяная залежь пласта D2vbV+VI. Мощность отложений 56-72 м (без учета скважин, попавших в зоны разломов).
Ардатовский горизонт имеет более сложное цикличное строение и разделяется по наличию продуктивных прослоев коллекторов на три пачки, разделенные глинистыми перемычками.
К нижней части разреза приурочен продуктивный пласт D2arIVb. Пачка соответствует морским условиям осадконакопления при наиболее удаленном источнике сноса. Пласт представлен преимущественно темно-серыми, зеленовато-серыми аргиллитами и маломощными прослоями песчаника в кровле пачки. Общая толщина пачки 19-22м (без учета скважин, попавших в зоны разломов).
К средней пачке приурочен продуктивный пласт D2arIVа. Пласт сложен в основании преимущественно аргиллитами, иногда с прослоями известняков, которые в кровле опесчаниваются и переходят к переслаиванию преимущественно песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Общая толщина пачки 22-30м (без учета скважин, попавших в зону разлома).
Отложения средней пачки перекрываются глинисто-карбонатными отложениями верхней пачки, которая имеет полифациальное строение. В пяти скважинах, расположенных непосредственно на Пионерском поднятии, характеристика ГИС соответствует рифовым образованиям. В остальных скважинах вскрыты обычные карбонатно-глинистые отложения. На этом основании можно утверждать, что море в это время было мелководным и теплым. Скорость тектонического погружения территории компенсировалась ростом рифовых построек. Края и кровля рифов частично разрушались, образуя обломочную глинисто-карбонатную межрифовую фацию, коллекторские свойства которой не подтверждены испытаниями. Толщина карбонатного пласта резко изменчива. В области межрифовых фаций она составляют 11-16м, тогда как в зоне развития фации рифа достигает 90м. Фация рифов на Пионерском поднятии продуктивна и индексируется как пласт D2arIV.
Муллинский горизонт завершает разрез живетского яруса. Отложения представлены темно-серыми глинами и аргиллитами. Отложения облекают тела рифовых построек, запечатывая их. Толщина отложений колеблется от 19 до 79 м.
Франский ярус. Содержит тимано-пашийский горизонт, который представлен алевролитами и песчаниками серыми и темно-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, слоистыми с прослоями глин темно-серых, слюдистых, песчанистых. Толщина 60-158 м.
Фаменский ярус. Задонско-елецкий горизонт сложен известняками и доломитами серыми, крупнокристаллическими и крепкими, залегающими трансгрессивно на тимано-пашийских отложениях. Толщина 72 -116 м.
Данковско-лебедянский и заволжский горизонты представлены известняками темно-серыми, пелитоморфными, крепкими, плотными, с прослоями доломита серого, мелкокристаллического, трещиноватого. Толщина 89 – 113 м.
Палеозойская эратема. Каменноугольная система.
Турнейский ярус. Гумеровский горизонт сложен однообразным комплексом известняков серых и темно-серых, крепких, плотных, мелкокристаллических с глинистыми прослойками, местами трещиноватых и кавернозных. Толщина 34-42 м.
Малевский горизонт представлен известняками темно-серыми буровато-серыми мелкокристаллическими, плотными, крепкими. Толщина 4-8 м.
Упинский горизонт сложен известняками серыми, коричневато-серыми, мелкокристаллическими, глинистыми с прослоями серых, зеленовато-серых глин, слоистых. Толщина 25-39 м.
Визейский ярус. Бобриковский горизонт сложен рыхлыми песчаниками светло-серыми, кварцевыми, хорошо отсортированными, переходящими в песок. В верхней части прослеживается песчаник темно-серый, мелкозернистый, углистый, плотный, с прослоями серых глин. Толщина 24-44 м.
В окский надгоризонт входят тульский, алексинский, михайловский и веневский горизонты.
Тульский горизонт представлен глинами темно-серыми почти черными, плотными, жирными, сланцеватыми, переходящими в глинистые сланцы, содержащими большое количество обугленных растительных остатков, с прослоями известняков темно-серых и буровато-серых, глинистых, плотных, мелкокристаллических. Толщина 24-30 м.
Веневско-алексинские горизонты представлены относительно монотонной толщей известняков, серых, светло-серых, мелкокристаллических. Толщина 160-200 м.
Серпуховский ярус. Включает тарусский, стешевский, протвинский, запалтюбинский горизонты. Представлен мощной толщей известняков серых, светло-серых, в основном мелкокристаллических, частично органогенно-обломочных, иногда перекристаллизованных с прослоями доломитов. В нижней части встречаются прослои песчаников. Толщина 249-268 м.
Башкирский ярус. Черемшанско-прикамский горизонт сложен известняками светло-серыми до белых, мелкокристаллическими, плотными. Толщина 32-49 м.
Мелекесский горизонт представлен аргиллитами серыми неравномерно слюдистыми с большим количеством обугленных растительных остатков, с прослоями песчаников и известняков. Песчаники серые с зеленоватым оттенком, кварцевые, слабо известковые. Толщина 34-46 м.
Московский ярус. Верейский горизонт представлен чередованием аргиллитов темно-серых с зеленоватым оттенком, слюдистых, алевролитов и песчаников серых, кварцевых, мелкозернистых, слюдистых. Имеются маломощные прослои известняков светло-серых, глинистых, трещиноватых, мелкокристаллических. Толщина 117-134м
Каширский горизонт сложен известняками серыми, светло-серыми и буровато-серыми, мелкокристаллическими, сильно глинистыми, местами трещиноватыми. Трещины заполнены вторичным кальцитом. Встречаются включения ангидрита и прослои доломита серого и светло-серого, пелитоморфного. Толщина 133-155 м.
Подольский горизонт представлен известняками светло-серыми и буровато-серыми, пелитоморфными, прослоями трещиноватыми и кавернозными, с прослоями доломитов серых крепких, трещиноватых. Толщина 135-169 м.
Мячковский горизонт сложен светло-серыми и буровато-серыми, мелкокристаллическими, плотными, участками в кровле трещиноватыми, закарстованными, прослоями доломитизированными. Толщина 113-137 м.
Гжельско-касимовский ярус. Сложен толщей известняков белых и светло-серых, плотных, мелко- и среднекристаллических с включениями крупнокристаллического кальцита и пирита, участками доломитизированных. Толщина 158-244 м.
Мезозойская эратема. Юрская система
Байосский ярус. Сложен глинами темно-серыми, слюдистыми, в нижней части переслаивающимися песчаниками темно-серыми. Толщина 79-86 м.
Батский ярус. Представлен в основном глинами темно-серыми с голубоватым оттенком, с прослоями серых песчаников, тонкозернистых кварцевых. Толщина 45-59 м.
Келловейский ярус. Сложен глинами темно- и светло-серыми с голубоватым оттенком, известковистыми, плотными. Толщина 48-62 м.
Кимериджский и оксфордский ярусы. Сложены глинами серыми, плотными, известковистыми. Толщина 8-12 м.
Волжский ярус. В верхней части представлен серыми песками, кварцево-глауконитовыми; в нижней – глинами темно-серыми. В кровле пропласток известковистого песчаника. Толщина 8-18 м.
Мезозойская эратема. Меловая система.
Готеривский ярус. Сложен глинами темно-серыми однородными. Толщина 2-5 м.
Барремский ярус. Представлен чередованием песков темно-серых, кварцево-глауконитовых и глин темно-бурых, однородных. Встречаются пропластки песчаников. Толщина 46-55 м.
Аптский ярус. Сложен чередующимися прослоями темно-серых глин, зеленовато-бурых, кварцево-глауконитовых песков и песчаников. Толщина 60-84 м.
Альбский ярус. Сложен в основном глинами, зеленовато-серыми, местами с прослоями темно-серых песчаников. Толщина 30-51 м.