CC BY
71
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПОДАЛАТАУСКОЙ КАРБОНАТНОЙ ТОЛЩИ БЕЛЬСКОЙ ДЕПРЕССИИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО КРАЕВОГО ПРОГИБА
© Р.Х. Масагутов,
доктор геологоминералогических наук, профессор, член-корреспондент Академии наук РБ, научный редактор-эксперт Академии наук РБ, ул. Кирова 15,
450008, г. Уфа,
Российская Федерация эл. почта: masagutovr@mail.ru
© Р.Д. Бакиров,
аспирант,
Уфимский государственный нефтяной технический университет, ул. Космонавтов, 1,
450062, г. Уфа,
Российская Федерация,
эл. почта: bakirovrd@gmail.com
Целью исследований в рассматриваемой статье является изучение особенностей геологического строения палеозойских отложений Бельской депрессии Предуральского краевого прогиба для обоснования постановки дальнейших геологоразведочных работ (ГРР).
Объектом исследования является зона развития взбро-со-надвиговых дизъюнктивных дислокаций (ВНДД), контролирующих совместно с другими геологическими факторами открытые Малышевское, Табынское и Архангельское месторождения нефти. 94% начальных извлекаемых запасов нефти в них сосредоточено в преимущественно карбонатной по составу верхнефранско-турнейской по возрасту подалатауской свите, являющейся основным поисковым горизонтом в Бельской депрессии.
Главной проблемой рассматриваемой территории, влияющей на эффективность ГРР, считается сложность геологического строения поисковых объектов и не повсеместное развитие пород, обладающих флюидоупорными свойствами. Установлено, что за пределами развития алатауской свиты промышленная нефтеносность в породах подалатауской толщи отсутствует. Поэтому в работе основное внимание уделено особенностям распространения и литологическому составу карбонатно-терриген-ной алатауской свиты, являющейся надежным флюидоупором для залежей нефти в турне-верхнефранских отложениях.
В статье алатауская свита рассматривается не только в качестве покрышки, но и в качестве нефтепоискового объекта в верхней части своего разреза. Приведена геологическая информация о наличии и предполагаемой зоне распространения песчаников в толще алатауской свиты, имеющая зональное распространение. Кроме того, в статье представлены сведения о вероятности обнаружения в пределах рассматриваемой территории органогенных сооружений верхнефранского возраста, которые являются также нефтепоисковым объектом в зоне развития алатауской свиты.
Проведенное в работе обобщение и анализ накопленных к настоящему времени геолого-геофизических материалов позволили наметить участки, представляющие первоочередной интерес для постановки геологоразведочных работ и повышения эффективности ГРР.
Ключевые слова: Предуральский краевой прогиб, Бельская депрессия, нефть, месторождения, подала-тауская свита, взбросо-надвиги, рифы, сейсморазведка, перспективы
© R.Kh. Masagutov1, R.D. Bakirov2
PETROLEUM POTENTIAL OF CARBONATE ROCKS UNDERLYING THE ALATAU FORMATION OF THE BELSKAYA DEPRESSION, PRE-URAL FOREDEEP
1Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan,
15, ulitsa Kirova,
450008, Ufa, Russian Federation, e-mail: masagutovr@mail.ru 2 Ufa State Petroleum Technical University, 1, ulitsa Kosmonavtov,
450062, Ufa, Russian Federation, e-mail: bakirovrd@gmail.com
The main objective of the paper is to study the geological features of the Paleozoic sediments within the Belskaya Depression of the Pre-Ural Foredeep that influence the efficiency and success rate of hydrocarbon exploration in this area.
The research is aimed at the zone characterized by reverse faults and thrusts which alongside other factors control the Maly-shevskoe, Tabynskoe and Arkhangelskoe oil fields. Ninety four percent of their proved recoverable reserves are found mainly in the carbonate section of the Upper Frasnian-Tournaisian sediments underlying the Alatau Formation, the major exploration target in the Belskaya Depression.
The key problem of the study area affecting the efficiency of exploration operations is generally associated with the complicated geology of the potential prospects and limited areal development of the rocks which may provide seals to potential oil pools. It has been proved that there are no commercial oil accumulations in the underlying reservoirs where the Alatau Formation is not developed. Hence the paper focuses on the detailed investigation of the distribution and lithology of the siliciclastic Alatau Formation acting as a good seal to trap oil in the Tournaisian and Frasnian sediments.
The Alatau Formation is regarded in the paper not only as a cap rock, but also as a potential reservoir in the upper part of its section. The paper gives data on the presence and distribution of a potential sandstone fairway within the Alatau Formation characterized by limited areal extent. The paper also discusses the probable existence of the Upper Frasnian organogenous build-ups within the study area as potential hydrocarbon reservoirs in places where the Alatau Formation is developed.
The review and analysis of geological and geophysical data now available within the scope of the study reveal the most promising first-priority areas for further exploration with high anticipated success rate and probability of new discoveries.
Key words: Pre-Ural Foredeep, Belskaya Depression, Alatau Formation, reverse fault, thrust, reef, seismic survey, hydrocarbon potential
В современном тектоническом плане БД представляет собой структуру первого порядка, выделяющуюся в верхнекаменноугольнопермских отложениях. По последней схеме тектонического районирования Волго-Уральской антеклизы, составленной ИГиРГИ в 1979 году, БД с севера и востока ограничена,
соответственно, Каратауским тектоническим комплексом и Башкирским антиклинорием Уральской складчатой системы. На юге она граничит с Шихано-Ишимбайской седловиной Предуральского краевого прогиба (ПКП), а на востоке с Благовещенской впадиной (см. врезку в северо-западном углу рис.1).
Рис. 1. Карта толщин терригенной пачки II алатауской свиты
В девонско-среднекаменноугольное время эта часть Башкортостана представляла собой восточную окраину Русской плиты. Большая часть БД по отложениям от верхнего франа до бобриковского горизонта визейского яруса осложнена внутриформационным Инзе-ро-Усольским прогибом, который является восточным продолжением Актаныш-Чиш-минской ветви Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП).
В пределах БД открытые залежи нефти приурочены к двум структурно-фациальным зонам - к зоне органогенных построек нижнепермского возраста, являющихся по определению Т.Т. Казанцевой [1] частью Трансуральского пояса рифовых массивов и зоне взбросо-надвиговых дизъюнктивных дислокаций (ВНДД). Изучению взбросо-надви-говых дислокаций посвящены работы М.А. Камалетдинова (1974), Н.Н. Лисовского, В.С. Афанасьева, И.В. Барыкина и др. (1980), М.А. Камалетдинова, Ю.В. Казанцева, Т.Т. Казанцевой (1980), Ю.В. Казанцева (1984). Т.Т. Казанцевой (2000) и др.
Зона ВНДД расположена восточнее зоны рифовых массивов, в центральной и восточ-
ной частях БД. Площадными сейсморазведочными работами эта часть территории БД, как и остальная, изучена слабо и неравномерно. Бурение, включая и эксплуатационное, проводилось в основном в районах СевероАрхангельского, Малышевского и участков Табынского месторождений. Проведенными геологоразведочными работами (ГРР) установлены (с запада на восток) Табынско-Ба-кракская, Архангельско-Зилимская, Архла-тышско-Саитбабинская ВННД. Между двумя первыми выделена Кысындинская. Восточнее Архлатышско-Саитбабинской протрассированы Икинь-Тереклинская и Ковардинская ВНДД (рис. 1).
По данным аэрокосмогеологических исследований, выполненных в северной части БД [2], закартированы линеаменты, которые интерпретируются как северные продолжения Табынско-Бакракской, Архангельско-Зилимской и Архлатышско-Саитбабинской ВНДД. Вдоль Табынско-Бакракской ВНДД открыты Малышевское месторождение и несколько нефтеносных участков, отнесенных к Табынскому месторождению [3]. На рисунках 2а, 2б приведены геологические профили че-
Рис. 2. Схематические геологические профили через:
а) Бакракский участок Табынского (I-I) и б) Малышевского месторождений (N-N).
рез Бакракский участок Табынского и Малы-шевского месторождений, иллюстрирующий их строение. На севере Архлатышско-Саи-тбабинской ВНДД открыто Архангельское месторождение (рис. 1).
Залежи нефти в них выявлены в нижнепермских, среднекаменноугольных отложениях и подалатауской свите, охватывающей породы от верхнего франа до низов верхнего турне. 94% начальных извлекаемых запасов нефти месторождений приурочены к пода-латауской свите, а остальные 6% к среднекаменноугольным (1%) и к нижнепермскими (5%) породам. Таким образом, подалатауская свита является основным поисковым объектом в зоне развития ВНДД.
Нефтеносность в подалатауской свите приурочена к низкопористым кремнисто-глинисто-карбонатным породам. В создании фильтрационноемкостных свойств в них ведущую роль принадлежит трещиноватости.
После открытия вышеотмеченных месторождений бурением 7 поисковых скважин в 1987-2001 годах новых месторождений выявлено не было. По проведенному анализу результатов бурения установлено, что основными причинами неуспешности явились слабая достоверность объектов подготовленных сейсморазведкой МОГТ 2Д по редкой сети профилей из-за не подтверждения структурных планов продуктивных горизонтов и, самое главное, отсутствия пород-флюидоупоров, перекрывающих подалатаускую толщу.
Установлено, что в качестве пород-флюидоупоров выступают карбонатно-терриген-ные породы алатауской свиты, обладающие хорошими изолирующими свойствами. За пределами ее распространения залежи нефти в турне-верхнефранских отложениях не обнаружены.
Впервые она была выделена и описана в 1930 году Д.В. Наливкиным в обнажениях на западном склоне Южного Урала в бассейне реки Зилим. Разрезы выходящих на поверхность отложений алатауской свиты сложены
глинами, глинистыми сланцами, слоистыми известняками и кварцевыми песчаниками мощностью от 20 до 200 м. Впоследствии породы алатауской свиты на Западном склоне Урала были охарактеризованы многими геологами - С.Н. Краузе, Е.В Чибриковой, Т.Н. Баталовым, Е.А. Адямкиной (1974), З.А. Сини-циной (1974), Е.И. Кулагиной, Т.В. Клименко, В.Н. Пазухиным (2015) и др. При проведении буровых работ в 1947-1958 годах со вскрытием пород девонской системы аналоги алата-уской свиты были вскрыты скважинами и в пределах БД.
М.А. Юнусов в 1965 году проанализировал и обобщил новые данные по стратиграфии и литологии верхнедевонских и каменноугольных отложений, полученных в результате бурения в БД и прилегающей части Русской плиты в совокупности с имеющимися материалами геологических съемок на Западном склоне Урала. Это позволило ему обосновать выделение Инзеро-Усольского прогиба и доказать общность условий его формирования с Актаныш-Чишминским прогибом ККСП [4].
Алатауская свита характеризуется неоднородным литологическим составом. По комплексу каротажных диаграмм пробуренных скважин в свите выделяются 3 разновозрастные пачки: нижняя карбонатная (I) верхнетурнейского, средняя аргиллитовая с подчиненными прослоями карбонатов (II) косьвинского и верхняя (III) радаевского возрастов [5]. Следует отметить, что верхняя пачка в разрезах многих пробуренных скважин представлена карбонатами и лишь в пяти кварцевыми песчаниками и алевролитами (скв. 1 Архлатышская, 152, 153, 154 и 161 Зи-лимские). Все они расположены в центральной части Инзеро-Усольского прогиба южнее северной ветви Архлатышско-Саитбабин-ской ВНДД. Пример изменения литологии приведен на схеме сопоставления скважин 150 и 154 Зилимской площади (рис. 3). Максимальная толщина песчаников вскрыта в скважине 153 Зилим, где она достигает 35 м,
а минимальная в скважине 161 Зилим (10 м). В скважине 154 Зилим песчаники и алевролиты мощностью 15 м по шламу пропитаны нефтью. Но они остались не испытанными. О том, что песчаники являются коллекторами, свидетельствует получение из них притока пластовой воды дебитом 50 м3/сут. Пористость песчаников по керну достигает 21,4%, в среднем составляет 14,1%.
В скважине 244 Бекетовской площади, пробуренной в Актаныш-Чишминском прогибе вблизи границы с БД, в песчаниках верхней пачки алатауской свиты установлено нефтенасыщение [6]. При испытании интервала перфорации 2087,2-2092,0 м через колонну
получен приток нефти дебитом 3 куб. м/сут. при депрессии 12,9 Мпа, плотность нефти 0,911 г/см3. Приведенные факты могут свидетельствовать о более широком площадном распространении песчаников в верхней пачке алатауской свиты БД и возможном обнаружении в них месторождений нефти.
Распространение алатауской толщи в восточной части Атаныш-Чишминского прогиба контролируется положением верхнетур-нейских бортов, которые довольно уверенно выделяются по материалам сейсморазведки MOrT-2D. Но в пределах БД граница Инзе-ро-Усольского прогиба по сейсморазведке МОГТ-2Д проводилась условно [6], особен-
Рис. 3. Корреляционная схема алатауской толщи по линии скважин 150 3ИЛ-154 ЗИЛ
I, II, III- литологические пачки
но в ее северной части. Причиной тому была низкая разрешенность волновой картины сейсморазведки 2Д и невысокая изученность территории глубоким бурением. Лишь после проведения в 2015-2016 г. г. полевых сейсморазведочных работ 3Д на Северо-Архангельском участке и последующего применения современных пакетов обработки и интерпретации полученных данных, впервые появилась возможность уверенного трассирования границы развития алатауской свиты. На сейсмических профилях граница алатауской свиты по форме сейсмической записи отображается как клиноформа, что связано с чередованием терригенных и карбонатных пачек (рис. 4 «в»). Кроме того, сейсморазведка 3Д позволила более уверенно протрассировать положение дизъюнктивных нарушений и детализировать структурный план по основным маркирующим горизонтам палеозоя.
Для ранжирования территории БД по степени перспективности и для размещения первоочередных объемов ГРР с целью выявления новых месторождений, в первую очередь в подалатауской свите, построена карта толщин пачки II алатауской свиты. Выбор ее как объекта картирования обусловлен тем, что она, в отличие от остальных пачек алатауской свиты, обладает наилучшими экранирующими свойствами из-за своего литологического состава и наибольшей выдержанности по площади. По полученной рисовке она в плане протягивается с восточной окраины Благовещенской впадины через Бельскую депрессию на Западный склон Урала. Северная граница ее развития относительно прямолинейна, а южная имеет четко выраженную форму залива, вытянутого в южном направлении. Между южным отрезком Архангельско-Зилимс-кого ВНДД и Архлатышско-Саитбабинским наблюдается узкий и небольшой по площади (38 кв. км) участок отсутствия пачки II, вследствие чего развитие осевой зоны Ин-зеро-Усольского прогиба с максимальными толщинами, имеет сложную конфигурацию (рис. 1). Толщины алатауских отложений увеличиваются от границ распространения с 0 до 150-250 м в осевой зоне, а площадь ее
распространения в пределах БД составляет более 230 км2.
В выборе первоочередного участка в Бельской впадине очень полезной оказалась полученная геологическая информация в результате проведения сейсморазведки 3Д на Северо-Архангельском участке. Сейсмическая информация позволила более детально осветить строение Архангельского месторождения и прилегающих к нему территорий.
22 arh Архангельское месторождение
Рис. 4. Временные разрезы по линям: а) 1-1; б) 2-2; в) 3-3 (см. рис. 5).
Примечание: отражающие горизонты: D3dm - кровля доманикового горизонта, D3fm -кровля фаменского яруса C1t - кровля турнейского яруса, C2vr - кровля верейского горизонта, C3 - кровля верхнего карбона, P1ar - кровля артинского яруса; блоки: I-Западный, II-Центральный, Ш-восточный.
Рис. 5. Структурная карта по отражающему горизонту C1t (кровля турнейского яруса)
Примечание: 1 - расположение скважины; 2 - изогипсы в м; 3 - тектонические нарушения сбросо-надвигового типа:1/-1/ - Архангельско-Зилимский, 2/-2/ - Икинь-Тере-клинский, 3/-3/ - Ковардинский; 4 - северная граница рапространения алатауской свиты; 5 - перспективная зона; 6 - линии временных разрезов; 7 - сводный конур Архангельского месторождения; блоки: I - Западный, II - Центральный, III - восточный
На представленной карте по отражающему горизонту C1t (кровля турнейского яруса) показаны уточненные положения Архангель-ско-Зилимской, Икинь-Тереклинской и, частично, Ковардинской ВНДД, а также северное продолжение Икинь-Тереклинской (рис. 5).
На широтных профилях «а» и «б» (рис. 4) видно, что ВНДД сложно построены и состоят из нескольких крутопадающих, в основном, в восточном направлении разрывных нарушений. Они делят участок на три блока: западный центральный и восточный (рис. 4, 5). В южной половине центрального блока к участку развития алатауской свиты приурочено Северо-Архангельское месторождение
нефти. Возможная площадь нефтеносности его может значительно превышать имеющуюся. Если взять принятый водонефтяной контакт подалатауской залежи на отметке минус 2257 м за основу расчета площади нефтеносности по новой структурной рисовке, то можно рассчитывать на увеличение площади месторождения в контуре проведенной сейсморазведки 3Д еще не менее чем на 100 кв. км, то есть размеры его могут увеличиться в 8 раз. Учитывая такой вариант, рекомендуется провести дополнительное разведочное бурение в пределах выделенного объекта с целью увеличения сырьевой базы Архангельского месторождения по подалатауским отложениям. Надо отметить, что южное замыкание этого объекта сейсморазведкой не изучено.
Параллельно с разведочными работами, рекомендуется осуществление сейсморазведки 3Д на территории Бельской депрессии от района скважины 154 Зилим до северной границы распространения алатауской свиты, исключая площадь сейсморазведки 3Д на Северо-Архангельском участке. На западе границу площади съемки предлагается принять по восточной и северной границе Приуральского участка, затем по контакту Бельской депрессии с Благовещенской впадиной. С восточной стороны ограничиться границей со складчатым Уралом. Этими работами, во-первых, будут детализированы строение Кысиндинской ВНДД, южного продолжения Икинь-Тереклинского, уточнено строение северных частей Архлатышско-Саитбабинс-кой, Кысиндинской и Табынско-Бакракской ВНДД и сопряженных с ними валообразных зон с локализацией в их пределах структур. Во-вторых, будет исследовано южное замыкание перспективного объекта, выявленного на Северо-Архангельском участке. В-третьих, будет изучено строение и распространение песчаного пласта верхней пачки алатаус-кой свиты с возможным нефтенасыщением в районе скважины 154 для подготовки объекта под поисковое бурение. В-четвертых,
это нужно для изучения структурных планов каменноугольных и девонских отложений Малышевского месторождения с целью выявления новых залежей нефти ниже продуктивных отложений нижней перми поисковым бурением.
В Инзеро-Усольском прогибе БД имеется высокая вероятность обнаружения нефтеносных органогенных сооружений верхнефранс-кого возраста, аналогичных установленным в пределах Актаныш-Чишминской депрессии. В них в зоне перехода от Актаныш-Чишминско-го прогиба к Инзеро-Усольскому открыты две залежи нефти на Северо-Покровском участке Табынского месторождения и на Ибраевском месторождении (рис.1). Покрышкой для них является также алатауская свита. Южнее Северо-Архангельского участка в полосе развития алатауской свиты на Западном склоне Урала
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. Казанцева Т.Т. К выделению и строению Трансуральских поясов повышенной геодинамической активности // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2018. Т. 26. № 1 (89). С. 76-87.
2. Масагутов Р.Х., Тишин С.А., Бачурина В.В., Валитов Р.М. Глубинное строение северной части Бельской депрессии по материалам аэрокосмогеологических исследований // Уфа: БашНИПИнефть. Вып. 83. 1991. С. 47-52.
3. Масагутов Р.Х., Белялова А.С. Геологическое строение и перспективы нефтеносности Та-бынско-Малышевской структурно-тектонической зоны /Новое в геологии и разработке нефтяных месторождений Башкортостана. Уфа: Башнефть-Геопроект. 2008. Вып. 120. C. 131-146.
4. Юнусов М.А. Особенности строения Камско-Кинельской системы прогибов и их влияние
геологической съемкой обнаружен высокоамплитудный (250 м) Аскынский рифовый массив аналогичного возраста [7]. Таким образом, не исключена возможность нахождения подобных рифовых массивов в Инзеро-Усольского прогибе, что надо учитывать при проведении геологоразведочных работ.
В заключение следует отметить, что проведенный анализ геолого-геофизических материалов показал возможность открытия новых нефтяных залежей в пределах БД. Наиболее перспективной территорией для проведения первоочередных геологоразведочных работ является зона распространения алатауской толщи, являющейся покрышкой, которая способствует аккумуляции нефти в подалатауской толще и вернефранских органогенных постройках при наличии благоприятных структурно-фациальных условий.
на нефтеносность карбонатных отложений девона и карбона Северной Башкирии // Геология и нефтегазоносность карбонатных отложений девона и карбона Пермского Прикамья и прилегающих районов. М.: Недра, 1965. С. 147-150.
5. Архипова В.В. Новые данные по стратиграфии карбонатно-терригенных отложений нижнего карбона Актаныш-Чишминской и Инзе-ро-Усольской палеодепрессий // Уфа: Баш-НИПИнефть. 1986. Вып. 74. С. 66-72.
6. Амельченко Н.Б., Минкаев В.Н., Масагутов Р.Х. Перспективы поисков залежей углеводородов во внутренней зоне Бельской депрессии Предуральского предгорного прогиба // Нефтяное хозяйство. 2014. № 7. С. 81-85.
7. Хатьянов Ф.И., Иванова З.С., Шалагинова Ф.П. О восточном продолжении фациальных депрессий Камско-Кинельской системы // Геология нефти и газа. 1968. № 8. С. 11-16.
R E F E R E N C E S
1. Kazantseva T.T. K vydeleniyu i stroeniyu Trans-uralskikh poyasov povyshennoy geodinamiches-koy aktivnosti [On identification and structure of Trans-Ural belts of high geodynamic activity]. Vestnik Akademii nauk Respubliki Bashkorto-
stan - Bulletin of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan, 2018, vol. 26, no. 1 (89), pp. 76-87. (In Russian).
2. Masagutov R.Kh., Belyalova A.S. Geologiches-koe stroenie i perspektivy neftenosnosti Tabyn-sko-Malyshevskoy strukturno-tektonicheskoy
zony [Geology and hydrocarbon potential of the Tabynsk-Malyshevo structural and tectonic zone]. Novoe v geologii i razrabotke neftianykh mestorozhdeniy Bashkortostana - Advances in Geology and Development of Oil Fields in Bashkortostan, Ufa, Bashneft-Geoproject, 2008, issue 120, pp. 131-146. (In Russian).
3. Masagutov R.Kh., Tishin S.A., Bachurina V.V., Valitov R.M. Glubinnoe stroenie severnoy chasti Belskoy depressii po materialam aerokosmogeo-logicheskikh issledovaniy. [Subsurface setting of the northern part of the Belskaya Depression based on aerospace geology data]. Ufa, BashNIPI neft, 1991, issue 83, pp. 47-52. (In Russian).
4. Yunusov M.A. Osobennosti stroeniya Kamsko-Kinelskoy sistemy progibov i ikh vliyanie na neft-enosnost karbonatnykh otlozheniy devona i kar-bona Severnoy Bashkirii [Geology features of the Kama-Kinel system of troughs and their impact on hydrocarbon occurrences in the Devonian and Carboniferous carbonates of northern Bashkiria]. Geologiya i neftegazonosnost karbonatnykh otlozheniy devona i karbona Permskogo Prikamya i prilegayushchikh rayonov [Geology and petroleum occurrences in the Devonian and Carbon-
iferous carbonates of the Permian Kama region and adjacent territories]. Moscow, Nedra, 1965, pp. 147-150. (In Russian).
5. Arkhipova V.V. Novye dannye po stratigrafii karbonatno-terrigennykh otlozheniy nizhnego karbona Aktanysh-Chishminskoy i Inzero-Usols-koy paleodepressii [New data on stratigraphy of carbonate and siliciclastic sediments of the Lower Carboniferous in the Aktanysh-Chishminskaya and Inzer-Usolskaya paleodepressions]. Ufa, Bash-NIPIneft, 1986, issue 74, pp. 66-72. (In Russian).
6. Amelchenko N.B., Minkaev V.N., Masagutov R.Kh. Perspektivy poiskov zalezhey uglevodoro-dov vo vnutrenney zone Belskoy depressii Pre-duralskogo predgornogo progiba. [Potential of hydrocarbon deposits exploration in the interior zone of the Belskaya Depression, Pre-Ural Foredeep]. Neftyanoe Khozyaystvo - Oil Industry, 2014, no. 7, pp. 81-85. (In Russian).
7. Khatyanov F.I., Ivanova Z.S., Shalaginova F.P. O vostochnom prodolzhenii fatsialnykh depressiy Kamsko-Kinelskoy sistemy [On eastern continuation of the facies depressions of the Kama-Kinel system]. Geologiia nefti i gaza - Oil and Gas Geology, 1968, no. 8, pp. 11-16. (In Russian).
