Месторождение: Погребняковское (ID: 38076)

Свойства

Класс Месторождения: Среднее

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность: Болото

Стадия разработки: Доразведка

Год открытия: 2001

Источник информации: РГФ-23+ПП_2016г.

Метод открытия:

Площадь: 2.42 км²

Описание

Погребняковское нефтяное месторождение

Погребняковское нефтяное месторождение расположено на территории Шарканского районов Удмуртской Республики, 16 км юго-западнее п.Шаркан (Рис.1).

В тектоническом отношении Погребняковское месторождение приурочено к центральной части Верхнекамской впадины, в зоне развития Камско-Кинельской системы прогибов.

Северо-Вишурское поднятие, к которому приурочено Погребняковское месторождение, выявлено сейсморазведочными работами МОВ по ОГ Iп, ОГ IIк (АО «Пермнефтегеофизика») в 1994-95 гг. и в 2004 г. уточнено геологическое строение сейсморазведочными работами МОГТ 3Д (с.п. 1/2003-2004) в комплексе с данными структурного и глубокого бурения.

Месторождение открыто в 2001 г. поисковыми скв.1254, 1256, при испытании которых в эксплуатационной колонне были получены притоки нефти из отложений среднего и нижнего карбона.

Нефтеносными являются карбонатные отложения верейского горизонта (пласты B-II, B-IIIa, B-IIIб) и башкирского яруса (пласты А_4‑1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5) среднего карбона, терригенные отложения тульского (пласты С-II, C-IV) и бобриковского (пласты С-V, C-VI) горизонтов и карбонатные отложения турнейского (пласт C₁t-IV) яруса нижнего карбона.

Нефтеносные пласты характеризуются площадной прерывистостью, обусловленной литологическим замещением коллекторов плотными породами и наличием трех куполов, приуроченных к районам скв.1256, 1254, 101.

Запасы нефти Погребняковского месторождения подсчитывались неоднократно в оперативном порядке. Впервые подсчет запасов углеводородов выполнен в 2002 г. ООО «Удмуртгеология» по категориям С₁ и С₂ (протокол ЦКЗ МПР № 250 от 23.12.2002 г.).

Рис. 1. Фрагмент ситуационной карты размещения месторождений

углеводородного сырья Удмуртской Республики

В административном отношении Погребняковское месторождение находится в Шарканском районе, в 16 км юго-западнее п.Шаркан и расположено на территории с развитой инфраструктурой. Непосредственно на площади месторождения находится населенный пункт Нижние Быги.

Ближайшими населенными пунктами являются п. Шаркан и г. Воткинск, расположенные, соответственно, в 16 км к северо-востоку и в 22 км к юго-востоку от границ Погребняковского лицензионного участка.

В непосредственной близости от месторождения (1-2 км) находятся разрабатываемые Черновское и Быгинское месторождения, а также ряд торфяных месторождений.

В экономическом отношении района ведущую роль играет сельское хозяйство, лесная и деревообрабатывающая отрасли народного хозяйства, также развиты нефтедобывающая отрасль промышленности. Население занято, в основном, на сельскохозяйственных работах.

Стратиграфия

Глубокими скважинами на Погребняковском месторождении вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.
Породы кристаллического фундамента на месторождении не вскрыты.

Расчленение и описание разреза проведено в соответствии с унифицированной стратиграфической шкалой соответствующей «Стратиграфическим подразделениям венда-триаса Русской платформы и Волго-Уральской нефтегазоносной провинции», принятой к использованию в соответствии с последними решениями МСК, а также стратиграфической шкалой отложений пермской системы (принято на расширенном заседании Бюро МСК 8.04. 2005 г.)

В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов ВУНГП. Сводный литолого-стратиграфический разрез приведен в Граф.1, папка.

Ниже приводится краткая характеристика отложений месторождения.

ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА (D)

Представлена отложениями фаменского яруса.

Фаменский ярус(D₃fm) представлен нерасчлененными отложениями нижнего и среднего подъяруса и заволжским надгоризонтом. Отложения фаменского яруса сложены преимущественно органогенными известняками с отдельными прослоями доломитов.

Вскрытая толщина отложений фаменского яруса составляет 16 м.

КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (C)

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (С₁)

Нижний отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус представлен малевским, упинским и черепетским горизонтами.

Отложения малевско-упинского возраста, с которыми связана нефтеносность (пласт С₁t-IV), представлены органогенными известняками, толщина их составляет 19-27 м.

Отложения черепетского горизонта представлены переслаиванием органогенных известняков и аргиллитов. Толщина отложений изменяется от 5 до 13 м.

Визейский ярус (C₁v) представлен кожимским и окским надгоризонтами.

Кожимский надгоризонт (C₁kz) представлен в объеме косьвинского (С₁ksv), радаевского (С₁rd) и бобриковского (С₁bb) горизонтов. Отложения представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Суммарная толщина косьвинского и радаевского горизонтов составляет 5-10 м, а бобриковского горизонта- 8-15 м. С отложениями бобриковского горизонта связана нефтеносность (пласты С-V, С-VI).

Окский надгоризонт (C₁ok) сложен в верхней части карбонатными отложениями, представленными известняками органогенными и доломитами мелкозернистыми, кавернозно-пористыми; в нижней части –терригенными отложениями тульского горизонта(C₁tl), с которыми связана нефтеносность (пласты С-II, C-IV), представленными переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Общая толщина окского надгоризонта составляет 111-145 м, толщина тульского горизонта –21-25 м.

Серпуховский ярус (C₁s) сложен известняками органогенными, доломитами тонко-мелкозернистыми и прослоями ангидритов. Толщина отложений составляет 85-93 м.

СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (С₂)

Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус (С₂b) сложен «чистыми» органогенно-детритовыми известняками, толщина отложений составляет 54-57 м. С отложениями башкирского яруса связана нефтеносность (пласты А_4-1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5).

Московский ярус (C₂m) включает в себяверейский, каширский, подольский и мячковский горизонты. Отложения верейского горизонта (C₂vr) представлены чередованием известняков органогенных с аргиллитами, в подчиненном количестве отмечаются прослои алевролитов. С отложениями верейского горизонта связана нефтеносность (пласты В-II, B-IIIa, B-IIIб). Толщина отложений верейского горизонта составляет 47-50 м.

Отложения каширского (C₂ks), подольского (C₂pd) и мячковского (C₂mc) горизонтов представлены доломитами тонко-мелкозернистыми; известняками органогенными, тонкозернистыми.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (C₃)

Верхний отдел представлен гжельским (C₃g)и касимовским (C₃k) ярусами. Отложения представлены доломитами тонко-мелкозернистыми; известняками органогенными, тонкозернистыми и прослоями ангидритов.

Толщина отложений верхнего отдела каменноугольной системы составляет 191-250 м.

ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА (P)

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (P₁)

Нижний отдел представлен ассельским (P₁a), сакмарским (P₁s), артинским (P₁ar), кунгурским (P₁k) и уфимским (P₁u) ярусами. Отложения представлены доломитами тонко-мелкозернистыми, с реликтовой органогенной структурой; известняками органогенными. Толщина отложений нижнего отдела составляет 258-350 м.

СРЕДНИЙ (Р₂), ВЕРХНИЙ(P₃) ОТДЕЛЫ

Средний отдел представлен казанским ярусом (Р₂kz). Верхний отдел заполняют отложения северодвинского (P₃sd) и вятского (P₃vt) ярусов. Отложения среднего и верхнего отделов пермской системы представлены чередованием пестроцветных аргиллитов, алевролитов, песчаников, с прослоями конгломератов, мергелей, глинистых известняков. Толщина отложений составляет 188-241 м.

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА (Q)

Четвертичные отложения представлены песками, суглинками и глинами. Толщина отложений составляет 0-25 м.

Основные особенности тектонического строения

В тектоническом отношении Погребняковское месторождение находится в центральной части Верхнекамской впадины в пределах северо-восточной бортовой части Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов (ККСП) и приурочено к Северо-Вишурской структуре (Рис. 2). Генезис структуры – седиментационный.

Кристаллический фундамент в зоне месторождения скважинами не вскрыт. Представления о его строении и глубинах залегания основываются на материалах интерпретации геофизических данных. Последние указывают на то, что кристаллический фундамент имеет здесь блоковое строение и залегает на глубинах до 5-6 км, образуя глубокую впадину, снивелированную мощной толщей осадочных образований рифейского комплекса. С севера площадь работ окаймляет Киенгопский вал тектоно-седиментационного происхождения, приуроченный к барьерным рифогенно-карбонатным массивам.

Погребняковское поднятие характеризуется унаследованностью структурных планов.

На структурной карте по ОГ IIп (кровля турнейского яруса) отмечается ступенчато-моноклинальное погружение в север-северо-западном направлении от -1345,0-1355,0 м до -1410,0 м. Максимально приподнятые зоны отмечаются в юго-западной и центральной частях площади. Эти высокие структурные ступени осложнены локальными поднятиями: Черновским, Погребняковским.

Рис. 2.Фрагмент схемы «Тектоническое нефтегазогеологическое районирование Удмуртской Республики», подготовленной ФГУП НПЦ «Недра» КамНИИКИГС в 2001 г

Погребняковское поднятие имеет трехкупольное строение по уровню -1360,0 м. Южный купол (р-н скв. 1254) имеет субширотное простирание и размеры 1,0 х 0,75 км и северо-восточный купол (р-н скв. 101) имеет северо-восточное простирание и небольшие размеры 0,75 х 0,8 км. Западный купол (р-н скв. 1256) имеет меридиональное простирание, размеры 1,5 х 0,7 км. Все три купола объединяются в единую структурную зону (по изогипсе -1375,0 м, изрезанной подковообразной формы. Амплитуда всего поднятия в сводовых частях достигает 22 м.

К северу от Погребняковского месторождения картируется Западно-Быгинское и центрально-Быгинское поднятия, а к востоку – Северо-Черновское поднятие.

Структурный план по ОГ II имеет многие характерные черты унаследованности от поверхности турнейских отложений, в большинстве своем те же конфигурации, размеры и амплитуды поднятий. Исключение составляет западный (р-н скв. 1256) и северо-восточный купола, где амплитуда уменьшается до 15 и 10 м, соответственно.

Построения по ОГ IIб свидетельствуют об унаследованности структурного строения башкирского интервала разреза от структурной поверхности визейской терригенной толщи. В пределах Погребняковского лицензионного участка также выделяется три купола: южный, северо-восточный и западный. Все купола оконтуриваются изогипсой -1070,0 м, имеют субмеридиональное и субширотное простирания, размеры куполов в пределах замкнутых изогипс составляют 1,25 х 0,75 км; 1,1 х 1,0 км; 1,1 х 0,6 км.

Структурный план кровли стерлитамакских отложений (ОГ I) сохраняет некоторые черты унаследованности от рельефа ранее сформированных толщ (верейско-башкирской). Южный, восточный и западный купола на карте по ОГ I не нашли своего отображения.

Нефтеносность

На Погребняковском месторождении нефтяные залежи приурочены к карбонатным отложениям верейского горизонта (пласты В-II, В-IIIа, В-IIIб) и башкирского яруса (пласты А_4-1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5) среднего карбона, к терригенным отложениям тульского (пласты С-II, С-IV), бобриковского (пласты С-V, С-VI) горизонтов визейского яруса и к карбонатным отложениям турнейского яруса (пласт C₁t-IV) нижнего карбона. По утвержденной модели (2014 г.) залежи нефти в отложениях среднего карбона контролируются небольшими куполами: западным (район скв.1256) и южным (район скв.1254)., осложняющих Погребняковское поднятие; в отложениях нижнего карбона залежи пластов С-IV и C-VI в районе скв.1254 объединяют южный и северо-восточный (неразбуренный) купол.

В 2016 г., в пределах неразбуренного северо-восточного купола, по результатам бурения одной разведочной скважины (100Р) и одной эксплуатационной скважины (101) подтверждена промышленная нефтеносность ранее выявленных залежей пластов С-IV и С-VI визейского яруса нижнего карбона и установлена нефтеносность в пластах В-II, В-IIIа верейского горизонта и А_4-2, А_4-3, башкирского яруса среднего карбона.

По результатам бурения и испытания скв.100Р и 101 в настоящем оперативном подсчете впервые представлены залежи северо-восточного купола (район скв.101), приуроченные к пластам В-II и В-IIIа верейского горизонта и А_4-2, А_4-3 башкирского яруса среднего карбона и уточнены геологическое строение и запасы нефти залежей пластов С-IV и С-VI визейского яруса.

Таким образом, по уточненной модели по результатам бурения скв.100Р, 101 нефтяные залежи Погребняковского месторождения контролируются западным (район скв.1256), южным (район скв.1254) и северо-восточным (район скв.101) куполами.

Результаты бурения новых скважин не повлекли за собой изменений геологического строения ранее выявленных залежей западного купола (район скв.1256), а также залежей среднего карбона и залежей пластов С-V, C₁t-IV нижнего карбона южного купола (район скв.1254), в связи с чем, утвержденные геологические запасы по этим залежам не пересматривались.

В пределах северо-восточного купола (район скв. 101) выявлено четыре залежи в четырех продуктивных пластах среднего карбона, из них: в верейских отложениях – две залежи в двух пластах, в башкирских отложениях – две залежи в двух пластах, в отложениях нижнего карбона – две залежи в двух пластах визейского яруса (в северной части ранее выявленных залежах южного купола (район скв.1254)).

По всем продуктивным пластам участки залежей (в районе скв.101) на севере выходят за пределы лицензии ИЖВ 01166 НЭ Погребняковского месторождения и находятся в пределах нераспределенного фонда недр. Кроме того, часть участков залежей пластов В-II, В-IIIа верейского горизонта и А_4-2, А_4-3, башкирского яруса, выходящих за пределы лицензии ИЖВ 01166 НЭ, находятся в пределах лицензии ИЖВ 12091 НЭ (Быгинское месторождение, ООО " Региональный нефтяной консорциум ").

Нефтяные залежи верейского горизонта

Нефтеносность карбонатных отложений верейского горизонта установлена по керну, промыслово-геофизическим данным, результатам испытания в эксплуатационной колонне и эксплуатации.

Нефтяные залежи приурочены к пластам B-II и B-IIIа.Литологически пласты представлены чередованием известняков и аргиллитов с прослоями доломитов.

Залежь нефти пласта В-II (р-н скв. 101) новая залежь вскрыта одной скважиной (101). Пласт состоит из двух проницаемых прослоев толщиной 0,6 и 1,4 м. Эффективная толщина составляет 2,0 м.

Промышленная нефтеносность пласта установлена по данным ГИС, подтверждена испытанием в эксплуатационной колонне в скв. 101 и эксплуатацией.

Условный подсчетный уровень (УПУ) для залежи принят на абсолютной отметке
-1056,2 м – по подошве нефтенасыщенного по данным ГИС пласта в скв. 101.

При испытании в эксплуатационной колонне в скв. 101 получен приток нефти из интервала перфорации с абсолютными отметками -1053,3-1056,8 м дебитом5,1 м³/сут.

Эксплуатация пласта осуществляется в скв. 101 совместно с башкирскими пластами с начальным дебитом нефти 3,0 т/сут при обводненности 5,5 %, с использованием оборудования для ОРЭ одновременно с визейским объектом.

Часть залежи на севере выходит за пределы лицензионного участка ИЖВ 01166 НЭ и находится в пределах нераспределенного фонда недр и контура лицензии ИЖВ 12091 НЭ Быгинского нефтяного месторождения, принадлежащего ООО «Региональный нефтяной консорциум».

В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважине 2,0 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет1,4 м(Табл.4.5). Тип залежи – пластовый сводовый.

Залежь нефти пласта В-IIIа (р-н скв. 101) новая залежь вскрыта одной скважиной (101). Пласт состоит из одного проницаемого прослоя толщиной 1,0 м.

Условный подсчетный уровень (УПУ) принят на абсолютной отметке
-1062,5 м – по подошве нефтенасыщенного по данным ГИС пласта в скв. 101.

При испытании в эксплуатационной колонне в скв. 101 получен приток нефти из интервала перфорации с абсолютными отметками -1060,7 -1062,8 м дебитом 2,23 м³/сут.

В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважине 1,0 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет1,1 м. Тип залежи – пластовый сводовый.

Нефтяные залежи башкирского яруса

Нефтеносность карбонатных отложений башкирского яруса установлена по керну, промыслово-геофизическим данным, результатам испытания в эксплуатационной колонне и подтверждена совместной эксплуатацией.

Нефтяные залежи приурочены к пластам А_4-2, А_4-3. Литологически пласты представлены известняками.

Залежь нефти пласта А_4-2 ( р-н скв. 101) новая залежь вскрыта одной скважиной (101). Пласт состоит из двух проницаемых прослоев толщиной 0,5 и 1,2 м. Эффективная толщина составляет 1,7 м.

Условный подсчетный уровень (УПУ) принят на абсолютной отметке
-1076,8 м – по подошве нефтенасыщенного по данным ГИС пласта в скв. 101.

При испытании в эксплуатационной колонне в скв. 101 получен приток нефти из интервала перфорации с абсолютными отметками -1075,2 -1077,2 м дебитом 1,05 м³/сут.

Эксплуатация пласта осуществляется в скв. 101 совместно с верейскими пластами с начальным дебитом нефти 3,0 т/сут при обводненности 5,5 %, с использованием оборудования для ОРЭ одновременно с визейским объектом.

В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважине 1,7 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 1,1 м (Табл.4.5). Тип залежи – пластовый сводовый.

Залежь нефти пласта А_4-3 ( р-н скв. 101 )новая залежь вскрыта одной скважиной (101). Пласт состоит из трех проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 0,9 м. Эффективная толщина составляет 2,1 м.

Условный подсчетный уровень (УПУ) принят на абсолютной отметке
-1086,2 м – по подошве нефтенасыщенного по данным ГИС пласта в скв. 101.

При испытании в эксплуатационной колонне в скв. 101 получен приток нефти из интервала перфорации с абсолютными отметками -1082,7 -1085,2 м дебитом 1,57 м³/сут, обводненностью 1 %.

Эксплуатация пласта осуществляется в скв. 101 совместно с верейскими пластами с начальным дебитом нефти 3,0 т/сут при обводненности 5,5 %, с использованием оборудования для ОРЭ совместно с визейским объектом (Прил.4).

В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважине 2,1 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет1,4 м (Табл.4.5). Тип залежи – пластовый сводовый.

Нефтяные залежи визейского яруса

Нефтеносность терригенных отложений тульского и бобриковского горизонтов установлена по керну, промыслово-геофизическим данным, результатам испытания в эксплуатационной колонне и подтверждена результатами эксплуатации.

По результатам бурения скв. 100Р и 101 уточнено строение залежей нефти, приуроченных к пластам С-IV тульского горизонта и пласту С-VI бобриковского горизонта.

Залежь нефти пласта С-IV (р-н скв. 1254) вскрыта четырьмя скважинами (1254, 401, 101, 100Р).Пласт состоит из двух-трех проницаемых прослоев толщиной от 1,0 до 2,8 м. Эффективная толщина изменяется от 4,6 до 6,3 м.

Промышленная нефтеносность пласта установлена по данным ГИС, подтверждена результатами испытания в эксплуатационной колонне в скв.100Р, 1254 и результатами эксплуатации.

По уточненной модели по результатам бурения скважин произошли следующие изменения:

- скв.101, пробуренная на контуре нефтеносности вскрыла нефтенасыщенную часть пласта на отметке -1334,3 м (утвержденный ВНК залежи на отметке -1340,5 м), что привело к расширению площади залежи на севере;

- скв.100Р вскрыла нефтенасыщенную часть пласта на более низкой отметке (-1333,5 м), чем предполагалось по утвержденной модели (-1330 м), что позволило уточнить сводовую часть залежи.

Водонефтяной контакт (ВНК) залежи принят на абсолютной отметке
-1340,5 м (на уровне ранее утвержденного) – по разделу «нефть-вода» в пласте по данным ГИС в скв. 401.

При испытании пласта в эксплуатационной колоннескв. 1254 из интервала перфорации абсолютными отметками -1327,8-1333,4 м получен приток нефти дебитом 30,5 м³/сут при dР=2,9 МПа. В скв. 100Р из интервала перфорации с абсолютными отметками -1333,2 -1339,2 м получен приток нефти дебитом 15,1 м³/сут (Прил.3, Граф.5).

Эксплуатация пласта осуществляется в трех скважинах (100Р, 401, 1254). В скв. 100Р совместно с пластом С-VI, с начальным дебитом нефти 7,2 т/сут (обв.3,9 %); в скв. 401 совместно с пластами С-III, C-VI, с начальным дебитом нефти 29,0 т/сут (обв.44,0 %); в скв. 1254 при раздельной эксплуатации пласта начальный дебит нефти 21,3 т/сут (обв.0,8 %) (Прил.4).

Часть залежи на севере выходит за пределы лицензионного участка ИЖВ 01166 НЭ и находится в пределах нераспределенного фонда недр.

В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам составляет от 4,4 м до 5,0 м, средневзвешенная нефтенасыщенная составляет3,0 м(Табл.4.5). Тип залежи – пластовый сводовый.

Залежь нефти пласта С-VI (р-н скв. 1254) вскрыта четырьмя скважинами (1254, 401, 101, 100Р).Пласт состоит из одного-трех проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 4,0 м. Эффективная толщина изменяется от 1,8 до 8,3 м.

Промышленная нефтеносность пласта установлена по данным ГИС, подтверждена результатами испытания в эксплуатационной колонне (скв. 100Р, 1254) и результатами эксплуатации.

По уточненной модели по результатам бурения скважин произошли следующие изменения:

- скв.101, пробуренная на контуре нефтеносности вскрыла нефтенасыщенную часть пласта на отметке -1345,9 м (утвержденный ВНК залежи на отметке -1358,0 м), что привело к расширению площади залежи на севере;

- в скв.100Р нефтенасыщенная толщина пласта оказалась значительно ниже (2,8 м) чем предполагалось по утвержденной модели (4-6 м), что позволило уточнить карту нефтенасыщенных толщин в этой части залежи..

Водонефтяной контакт (ВНК) залежи принят на абсолютной отметке
-1358,0 м (на уровне ранее утвержденного) – по границе раздела «нефть-вода» в пласте по данным ГИС в скв. 401.

При испытании пласта в эксплуатационной колоннескв. 1254 из интервала перфорации абсолютными отметками -1345,2-1346,6 м получен приток нефти дебитом 2,2 м³/сут при Ндин=818 м. В скв. 100Р из интервала перфорации с абсолютными отметками -1345,7 -1347,2 и -1349,2-1350,7 м получен приток нефти дебитом1,56 м³/сут (Прил.3, Граф.5).

Эксплуатация пласта осуществляется в трех скважинах (100Р, 101, 401). В скв. 100Р совместно с пластом С-IV начальным дебитом нефти 7,2 т/сут (обв. 3,9 %); в скв. 101 начальным дебитом нефти 3,2 т/сут (обв. 5,4 %); в скв. 401 начальным дебитом нефти 15,1 т/сут (обв. 1,5 %) (Прил.4).

В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам составляет от 1,8 м до 7,2 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 3,1 м. Тип залежи – пластовый сводовый.

Источник: Оперативный подсчёт запасов нефти Погребняковского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. Лицензия ИЖВ 01166 НЭ. Договор № Д003235160000 от 11.08.2016 г. Усупова Р.З., Ромаенко Л.М., Антонова Н.Ф., и др. 2016

Следующее Месторождение: Пролетарское