Геология месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

1. Геология месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Газонефтяное месторождение Западная Прорва расположено в юго-восточной части в Южно-Эмбенском нефтеносном районе Прикаспийской впадины. Структура выявлена 1960 - 1961г в результате сейсмических исследований, а месторождение по результатам глубокого разведочного бурения. Первый промышленный приток нефти получен в 1967г в скважине №25 при опробовании верхнеюрских отложений.

Впервые по месторождению ЦНИЛ объединения «Эмбанефть» подсчитаны запасы нефти, растворенного, свободного газа и конденсата по верхним и среднеюрским горизонтам и утверждены ГКЗ по состоянию 01.09.1972г.

В 1976году, с целью поисков залежей нефти и газа в триасовых отложениях, было начато разведочное бурение, в результате были выявлены продуктивные горизонты в отложениях триаса.

По состоянию изученности месторождения на 01.01.1978г ЦНИЛом объединения «Эмбанефть» подсчитаны и утверждены в ЦКЗ запасы нефти и газа по III и VI триасовым горизонтам, а по состоянию изученности на 01.01.79г подсчитаны и утверждены ЦКЗ запасы нефти и газа по II - триасовому горизонту.

В 1977году было начато эксплуатационное бурение и разработка нефтяных залежей.

В 1984году по результатам бурения 71 скважины, интерпретации материалов ГИС, опробования, исследования скважин по всем горизонтам ЦНИЛом ПОЭН осуществлен пересчет запасов нефти и газа по состоянию на 01.01.1986г и утвержден ГКЗ по категориям В+С1.

Утвержденные запасы по категориям В+С1 составили: нефти - 23565,2 тыс.тн геологических, 8139,6 тыс. тн извлекаемых: растворенного газа -4989,9 млн.м3 геологических, 1692,7млн.м3 извлекаемых, свободного газа - 13192,6млн.м3 , и газовых шапок - 4381,0млн.м3

Разработка месторождения начата в соответствии с «Комплексной технологической схемой разработки» составленной ЦНИЛ ПОЭН в 1976году.

В 1980 году институтом КазНИПИнефть был составлен проект разработки по месторождению в целом. Проект был составлен на базе запасов, утвержденных ГКЗ СССР в 1972 году по юрскому горизонту и запасам, пересчитанным по состоянию на 1.01.80 г. по триасовым горизонтам.

В 1988 году институтом КазНИПИнефть был составлен проект разработки по месторождению в целом. Проект был составлен с использованием геолого-промысловой основы, представленной в подсчете запасов нефти и газа месторождения Западная Прорва, ЦНИЛ ПОЭН, утвержденного ГКЗ СССР на 1.09.86г.

В 2004г Атырауским филиалом «Центра технологических исследований» «Казмунайгаз» выполнен анализ разработки и утвержден ЦКР РК.

В 2006г составлен «Пересчет запасов нефти, газа и конденсата месторождения Западная Прорва по состоянию изученности на 01.01.06г»

Пересчет выполнен с целью анализа выработки извлекаемых запасов по горизонтам с учетом новых данных по результатам бурения новых эксплуатационных скважин. По результатам переинтерпретации материалов ранее пробуренных и вновь пробуренных в триасовые отложения скважин, уточнились геологическое строение и площади залежей. По пересчету в целом строение залежи сохраняется, только на юго - восточной оказались нарушенными сбросами грабена. Площади и коэффициенты нефтенасыщенности по всем горизонтам увеличились, извлекаемые запасы нефти увеличились всего на 12%.

Вновь пересчитанные запасы составляют : по категории В +С1 геологические - 23383 тыс.тн, извлекаемые - 8861 тыс.тн. Начальные запасы растворенного газа по категории В +С1 составляют: геологические - 5211 млн.м3, извлекаемые - 1938 млн.м3

Рисунок 1. Обзорная карта

1.2 Стратиграфия

В проекте выделены 8 эксплуатационных объектов разработки: 4 газовых, 4 нефтяных:

I объект - VIII1 верхнекелловейский газовый горизонт:

II объект - VIII2 среднекелловейский нефтяной горизонт с газовой шапкой:

III объект - VIII3 нижнекелловейский газо - нефтяной горизонт:

IV объект - VIII4 нижнекелловейский газовый горизонт:

V объект - IX1 батский газовый горизонт:

VI объект - IX2 батский газовый горизонт с нефтяной оторочкой:

VII объект - VI + II триасовые нефтяные ( II триасовый нефтяной горизонт, VI - триасовый газо - нефтяной горизонт с газовой шапкой :

VIII объект - III триасовый нефтяной:

Газоконденсатные залежи VIII1,VIII4,IX1,IX2 не разрабатывались, ввиду отсутствия объектов утилизации газа.

Продуктивные горизонты месторождения характеризовались высокими начальными давлениями (24,6 - 33,8Мпа) и сравнительно малым удельным весом нефти в пластовых условиях, что обусловлено в залежах наличие упругих сил. Газонефтяные залежи VII2, VIII3 горизонты разрабатывается на упруго-газоводонапорном режиме, а нефтяные залежи II-Т и III-Т горизонты на упруговодонапорным режиме. Повышенные отборы в начальный период опытно-промышленной эксплуатации и в дальнейшем привели к заметному снижению пластового давления. Снижение давлений привело к увеличению газового фактора и снижению продуктивности скважин. Из-за высокого газового фактора и в связи с получением фонтана газа без признаков нефти из основного горизонта переведены в консервацию 22 скважин.

Текущее пластовое давление по VIII2 - 22,0 МПа, по триасовым горизонтам 290 - 295 МПа. Основные отборы нефти осуществляются по VIII2 юрскому и III - триасовому горизонтам. По месторождению отобрано 80% запасов, числящихся на балансе, при обводненности 50 %, хотя по объектам выработка неравномерна, большая часть извлекаемых запасов среди триасовых горизонтов приходится на III - триас. Триасовые объекты из-за слабой активности контурных вод разрабатываются до момента снижения давления до давления насыщения, необходимо проведения ПНП с целью увеличения нефтеотдачи пластов.

В 2004г для ведения оперативного мониторинга разработки, подсчета запасов пласта, участка пласта, оценки эффективности применения ГТМ подрядчиком ТОО «ВЕНСИС-ИСТ» составлен отчет «Построение геолого -гидродинамической модели месторождения Западная Прорва».

В результате работы построена геологическая модель, адаптирована по истории разработки фильтрационная модель и проведены прогнозные расчеты показателей разработки до 2030г.

На 1.01.2007г по месторождению пробурено - 81 скважин, в том числе действующих - 43 скважин, бездействующих - 2 скважин, ликвидированных - 14 скважин, в консервации 22 скважин, в ожидании ликвидации 1 скважины.

С начала разработки добыто 6612,743 тыс.тн нефти, 2140,835 млн. м3 газа и 1806,792 тыс. тн воды.

Вода в продукции появилась во второй год эксплуатации. Все добывающие скважины работают с водой, скважины работающие механизированным способом обводнены от 60% до 99%, средняя обводненность составляет 87 %, средняя обводненность фонтанных скважин составляет 30 %, рост обводненности связан прежде всего с близким залеганием водоносного пласта и плохим цементажом заколонного пространства.

В 2006г добыто 76,310 тыс. тн нефти, 20,618 млн. м3 газа и 96,535 тыс.тн воды. Среднегодовой газовый фактор 272 м3/тн. Средний дебит одной скважины по нефти 4,9 тн/сут, по жидкости 11,0тн/сут. Фонтанным способом добыто 68114 тн нефти, что составляет 89 % от общей годовой добычи.

Среднегодовая обводненность 56%, против проектного 73%. Текущий среднесуточный дебит по нефти 9,0 тн/сут, по жидкости 12,0 тн/сут.

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти 0,86 %, против проектного 0,5 %.

По последнему анализу разработки (2004г) предусмотрено бурение 8 новых скважин. По результатам бурения 8 скважин рассмотреть необходимость дальнейшего бурения скважин.

Необходимо отметить, что проектные показатели устарели, последний проект составлен более в 1988г, требуется уточненный проект разработки месторождения с обоснованием применения ППД. Поэтому при сопоставлении проектных и фактических показателей отмечается несоответствие по всем показателям.

VIII2 - среднекелловейский газонефтяной горизонт.

Разработка объекта начата в 1978г. Горизонт разрабатывается 19 скважинами.

Начальное пластовое давление от 24,3 до 25,2 МПа. Давление насыщения 19,0 МПа. Текущее пластовое давление 21,9 МПа. Начальные балансовые запасы по горизонту составляют 5977 тыс. тн, извлекаемые запасы 2663 тыс.тн. Фактическая накопленная добыча на 14,4 тыс.тн превышает вновь подсчитанные извлекаемые запасы. Содержание запасов нефти составляет 30,1% от общих извлекаемых запасов месторождения.

С начала разработки добыто 2677,424 тыс. тн. нефти, 1,027983 млн.м3 газа и 978,443 тыс.тн воды.

Выработано от извлекаемых запасов 100,5% при работе 19 скважин, против проектного 16 скважин. Коэффициент нефтеотдачи 0,447, при проектном 0,40. Годовой темп отбора 0,62%, против проектного 0,54%.

В 2006г добыто 16,465 тыс. тн нефти, 5,509 млн. м3 газа и 58,753 тыс.тн воды. Среднегодовой газовый фактор 335 м3/тн. Средний дебит одной скважины по нефти 4,0 тн/сут, по жидкости 15,2тн/сут. Среднегодовая обводненность 74,3 %, при проектном 78,1 %. Из действующего фонда 4 скважины работают фонтанным способом, 15 скважин механизированным способом эксплуатации.

VIII3- нижнекелловейский газонефтяной горизонт.

Разработка объекта начата в 1979 году. Горизонт разрабатывается 4 скважинами.

Начальное пластовое давление от 24,0 МПа. Давление насыщения 19,6 МПа. Текущее пластовое давление 22,0 МПа.

С начала разработки добыто 335,416 тыс. тн нефти, 256,660712 млн. м3 газа и 27,571 тыс. тн воды.

Начальные балансовые запасы по горизонту 4078 тыс. тн, извлекаемые запасы 957 тыс.тн., остаточные от извлекаемых запасов на 01.01.07г составляет 621,5836тыс.тн. Содержание запасов нефти 10,8% от общего извлекаемых запасов месторождения. Выработано от извлекаемых запасов 35,0 % при работе 4 скважин. Коэффициент нефтеотдачи 0,08. Годовой темп отбора 1,08 %.

В 2006г добыто 10,341 тн нефти, 3,844 млн. м3 газа и 3,679 тыс. тн воды. Среднегодовой газовый фактор 372 м3/тн. Среднегодовая обводненность 26,2%, Средний дебит одной скважины по нефти 7,1 тн/сут, по жидкости 9,6 тн/сут.

Пробурено 6 скважин, из них эксплуатационных 4 скважины, остальные ликвидированы по геологическим причинам.

Из действующего фонда 2 скважины работает фонтанным способом, 2 скважины механизированным способом эксплуатации.

Горизонт практически не разбурен.

Пермотриасовый горизонт

Разработка объекта начата в 1977 году. Горизонт разрабатывается 22 скважинами.

Начальное пластовое давление 33,8 МПа, давление насыщения 19,6 МПа. Текущее пластовое давление 28,0 - 29,6 МПа.

С начала разработки добыто 3599,902 тыс. тн. нефти, 856,191 млн. м3 газа и 800,777 тыс. тн воды.

Начальные балансовые запасы по горизонту составляют 13308 тыс. тн, извлекаемые запасы 5239 тыс.тн. остаточные от извлекаемых запасов на 01.01.07г составляет 1639,098 тыс.тн. Содержание запасов нефти 59,1% от общих извлекаемых запасов месторождения. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти составляет 0,94 %. Соответственно и выработанность 68,7 %, при этом КИН 0,270.

В 2006г добыто 49,503 тыс. тн нефти, 11,264699 млн.м3 газа и 34,102 тыс. тн воды. Среднегодовой газовый фактор 227 м3/тн. Среднегодовая обводненность 34%. Средний дебит одной скважины по нефти 8,9 тн/сут, по жидкости 14,9 тн/сут. Из действующего фонда 7 скважин работают фонтанным способом, 13 скважин механизированным способом эксплуатации.

За последние годы отмечается рост обводненности скважин, находящихся близко к контуру нефтеносности.

При сопоставлении проектных показателей с фактическими по VII - объектам (II. VI триас) отмечается отставание по добыче нефти и жидкости. Причина отставания задержка ввода новых скважин, увеличение обводненности, снижение дебитов из-за высокого газового фактора.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение расположено на юго-западной переклинальной части Северо-западного склона Южно-Эмбенского поднятия, уходящей под воды Каспия

Продуктивные горизонты месторождения Западная Прорва обладают хорошими коллекторскими свойствами.

Всего по месторождению Западная Прорва, отобрано и проанализировано 485 образцов керна. Из них на верхнекелловейский горизонт приходится 215 образцов, нижнекелловейский - 72, батский - 179, триасовый - 11 образцов керна.

Анализ результатов определения физических свойств, пород продуктивных толщ показывает на достаточно высокие емкостные и фильтрационные возможности коллекторов.

Верхнекелловейский продуктивный горизонт сложен песчаными породами, разделенными прослоями глин на 3-7 слоев толщиной 0,5 м до 1,5-2 м.

Эффективная толщина верхнекелловейский горизонта изменяется от 5,2 м до 20,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 3,8 до 18,4 м, в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ) изменяется от 5,2 до 18,4 м, в водонефтяной зоне (ВНЗ) изменяется от 3,8 до 12,3 м (приложение 4).

Коэффициент песчанистости изменяется от 0,43 до 0,93 д.ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 5.

Для верхнекелловейский нефтеносного горизонта величина открытой пористости определялось по 159 образцам керна и изменяется от 0,23 до 0,31 д.ед. По геофизическим и лабораторным исследованиям коэффициент пористости в среднем составляет 0,286 д.ед.

Значение коэффициента нефтенасыщенности по результатам 146 определений (по керну), в среднем равна 0,73 д.ед. По данным ГИС изменяется от 0,60 до 0,84 д.ед., в среднем составляет 0,764 д.ед.

Проницаемость на воздух определена по 81 образцам керна из 14 скважин, а на воду по 67 образцам керна из 7 скважин. Проницаемость на воздух и на воду (соответственно в числителе и знаменателе) колеблется от 163/83 мД до 10950/1191 мД. Среднее значение проницаемости по пласту равно 1591,9/389,7 мД.

Нижнекелловейский продуктивный горизонт. Коллекторами являются пески, алевриты и рыхлые песчаники. По результатам литолого-минералогического анализа пески и алевриты полимиктовые, палевошпатово-кварцевые с содержанием в среднем 29,7% обломков пород и выветренных минералов.

Эффективная толщина горизонта колеблется от 2,0 до 16,1 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,8 м до 15,7 м (приложение 3).

Коэффициент песчанистости изменяется от 0,13 до 0,92 д.ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 4.

Величина открытой пористости по образцам керна из 11 скважин колеблется от 0,25-0,36 д.ед. По данным ГИС из 17 скважин определен коэффициент открытой пористости, который колеблется в пределах 0,27-0,37 д.ед. В среднем по керну и по ГИС коэффициент открытой пористости составляет 0,293 д.ед.

Коэффициент нефтенасыщенности по геофизическим данным определен по 45 скважинам и изменяется от 0,40 до 0,86 д.ед, в среднем составляет 0,638 д.ед.

Проницаемость определена на воздух по 42 образцам керна из 7 скважин и на воду по 25 образцам керна из 5 скважин. Проницаемость на воздух и на воду (соответственно в числителе и знаменателе) колеблется от 313,5/137,7 мД до 12800/1075,3 мД. Среднее значение проницаемости по пласту равно 2277,9/420,2 мД.

Батский продуктивный горизонт сложен переслаиванием песков, алевролитов и реже песчаников с прослоями глин.

Эффективные толщины изменяются от 3,5 до 22 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 1 до 22 м.

Коэффициент песчанистости изменяется от 0,22 до 1,0 д.ед., в среднем - 0,64 д.ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 5, в среднем - 1,83.

Открытая пористость по анализам керна изменяются от 0,27 до 0,32 д.ед.

Проницаемость на воздух и на воду (соответственно в числителе и знаменателе) колеблется от 140/105 мД до 17000/10820 мД. Среднее значение проницаемости по пласту равно 2539,6/1596,7 мД.

По батский залежи проницаемость на воздух определена по 12 образцам из 3 скважин и на воду по 5 образцам из одной скважины. Проницаемость на воздух и на воду (соответственно в числителе и знаменателе) колеблется от 685,8/279,7 мД до 12800/- мД. Среднее значение проницаемости по пласту равно 1532,8/214,7 мД.

Нефтенасыщенность определена по керну и по промыслово-геофизическим данным. Коэффициент нефтенасыщенности по керну определен из 11 скважин, а по данным ГИС определен из 16 скважин. Коэффициент нефтенасыщенности по данным ГИС в среднем составляет 0,65 д.ед.

1.4 Нефтегазоносность

В процессе опробования скважин на поисково-разведочном этапе изученности месторождения Западная Прорва было исследовано 12 глубинных проб нефти, из которых 11 проб по южному полю и 1 проба по северному полю структуры. Из числа 11 исследованных по южному полю проб одна отбиралась из залежи батского, три - нижнекелловейского, семь верхнекелловейского - горизонтов.

По верхнекелловейскому горизонту плотность пластовой нефти колеблется от 0,920 до 0,938 г/см3 и в среднем равно 0,927 г/см3, а осредненные значения давления насыщения и давления на глубине отбора составляют 2,92 и 9,85 МПа соответственно. Объемный коэффициент нефти в среднем - 1,04. Вязкость нефти в пластовых условиях колеблется от 53 до 66 мПас.

Из залежи нижнекелловейского горизонта глубинные пробы нефти были изучены по трем скважинам (№№1, 4, 16). Плотность нефти колеблется в пределах 0,932-0,939 г/см3, давление насыщения составляет в среднем 2,353 МПа, при этом среднее значение пластового давления на глубине отбора равно 9,01 МПа. Средняя вязкость нефти по горизонту составляет 71,53 мПа·с.

Из залежи батского горизонта проба нефти отобрано из скважины №3 (интервал опробования 507-509 м) при этом давление на глубине отбора равна 4,79 МПа. Объемный коэффициент ее равняется 1,0. Вязкость пластовой нефти - 144 мПа·с, плотность сепарированной нефти - 0,963 г/см3, пластовая температура +35оС.

Среднее значение плотности нефти аптского горизонта по своему значению соизмеримо с аналогичными значениями нефти нижнеальбского горизонта и в среднем составляет 0,9666 г/см3. Содержание смол сернокислотных в нефти установлено в пределах 30-81%, кинематическая вязкость нефти при 30оС изменяется от 158 до 854 сСт.

По нижнеальбскому горизонту плотность нефти изменяется в пределах 0,961-0,9676 г/см3, в среднем - 0,9644 г/см3, содержание смол сернокислотных в нефти изменяется от 28 до 49%, кинематическая вязкость нефти при 30оС изменяется от 199,3 до 288,1 сСт.

По сеноманскому горизонту южного поля плотность нефти изменяется от 0,961 до 0,9687 г/см3, в среднем она равна 0,9639 г/см3. Содержание смол сернокислотных в нефти колеблется от 32 до 51%, кинематическая вязкость нефти при 30оС изменяется от 196,1 до 343,6 сСт.

Как видно из таблицы 1.6 и выше приведенной характеристики нефти залежей сеноманского, нижнеальбского, и аптского горизонтов южного поля и верхнеальбского и сеноманского горизонтов северного поля близки между собой и относятся к тяжелым (0,9653 г/см3), высокосмолистым (41%), высокосернистым (2,5%) и малопарафинистым (0,212%).

Изучение свойств растворенного в нефти газа проводилось по 3 пробам, из которых одна была взята из залежи нижнеальбского горизонта и две из залежей аптского горизонта южного поля.

Состав газа в залежах вышеназванных горизонтов близкий по значению.

Содержание метана по скважине №4 нижнеальбского горизонта составляет 82,6%, азота - 12,2%, удельный вес газа равен 0,596 г/см3.

По залежи аптского горизонта (скв.№3 и №5) содержание метана изменяются соответственно от 88,77 и 88,95%, что в среднем равно 88,86%, азота - 8,82 и 6,65%, в среднем - 7,735%. Удельный вес газа колеблется от 0,599 до 0,6942 г/см3, в среднем составляет 0,6465 г/см3.

Водород, углекислый газ и окись углерода во всех залежах содержатся в незначительных количествах.

геология месторождение стратиграфия тектоника водоносность

1.5 Водоносность

На месторождении Западная Прорва подземные воды пермотриаса, юры и неокома не изучены.

Верхнекелловейский водоносный горизонт приурочен к базальному песчаному пласту мощностью 11-19,4 м в основании апта, который сложен мелкозернистыми песками и алевритами с прослоями глин, реже песчаников.

Воды горизонта повсеместно напорные, статический уровень воды в скважинах устанавливается вблизи от поверхности земли.

Специальные гидрогеологические исследования на месторождении Западна Прорва произведены только по скважине №31, где были определены: статический уровень вод верхнекелловейского горизонта, пластовое давление, дебиты на трех режимах без замеров соответствующих им уровней, произведено прослеживание восстановления уровня в интервалах 115-42 м и 33-29 м и отобрана проба воды на анализ.

По скважине №40 также проводились аналогичные работы, но определены только: статический уровень вод верхнекелловейского горизонта, пластовое давление, произведено прослеживание восстановления уровня в интервалах 46-43 м и 50-43 м и взята проба воды на анализ.

Статический уровень по скважинам №31 и №40 отмечен на глубинах соответственно 20 и 18 м (абсолютные отметки - 44 м и 41,8 м). Дебит воды с пленками нефти по скважине №31 при компрессорной откачке при 3, 5 и 7 мм штуцерах составил соответственно 4,8 м3/сут при Рбуф=0,39 МПа; 10,8 м3/сут при Рбуф=0,29 МПа и 28,8 м3/сут при Рбуф=0,196 МПа.

Подземные воды верхнекелловейского горизонта повсеместно на территории района являются рассолами хлоркальциевого типа, реже хлормагниевого типа, безсульфатные и слабосульфатные.

Минерализация верхнекелловейского вод изменяется в пределах 104-183,199 г/л. Соленость воды изменяется от 10 до16,4оБе. Удельный вес воды изменяется от 1,078 г/см3 до 1,1287 г/см3. Показатель метаморфизма вод - отношение Na/Cl изменяется 0,75 до 0,87.

Нижнекелловейского водоносный горизонт приурочен к пласту базальных песков в основании нижнего альба.

Толщина пласта изменяется от 10,8 до 19 м. Горизонт сложен мелкозернистыми песками и алевритами с прослоями глин, реже плотных песчаников.

Водоносный горизонт на месторождении не опробован ни в одной скважине.

Воды горизонта напорные. Водообильность горизонта видимо значительно, как у верхнекелловейского горизонта.

Удельный вес воды изменяется от 1,084 г/см3 до 1,124 г/см3. Минерализовация воды изменяется от 110,6 до 159,35 г/л, хлоркальциевого типа, III-класса по классификации Пальмера. Соленость воды изменяется от 11 до 16оБе. Отношение Na/Cl изменяется от 0,85 до 0,88.

Альбсеноманский водоносный горизонт приурочен к песчаным отложениям верхнего альба и сеномана. По данным каротажа сеноманская часть горизонта представлена чередованием песков и алевритов с глинами, а верхнеальбская более однородной песчаной толщей, разделенной немногочисленными пластами глин на пачки.

Соленость альбсеноманских вод изменяется от 5,76 до 11оБе, минерализация воды изменяется от 68,5 до 105,8 г/л, соленные, хлоркальциевого типа. Степень метаморфизма характеризуется отношением Na/Cl, который колеблется от 0,711 до 0,93.

Плотность воды изменяются в небольших пределах (1,05-1,08 г/см3).

Из кампанских отложений взяты пробы воды бесцветной, мутной, без запаха, соленой на вкус. Химический состав этих вод аналогичен выше приведенным. Соленость воды 8-10оБе. Плотность воды изменяется от 1,062 до 1,073 г/см3, минерализация изменяется от 84,2 до 98,8 г/л.

Водоносность третичных и четвертичных отложений на территории района почти совершенно не изучена.

Третичные отложения являются в основном, водоупорами и практического интереса с гидрогеологической точки зрения не представляют.

Размещено на Allbest.ru