Перспективы нефтеносности Пермской области
П.А. СОФРОНИЦКИЙ, И.Х. АБРИКОСОВ
Признаки нефтеносности в палеозойских породах Пермской области впервые были отмечены А.А. Краснопольским [4] семьдесят лет назад в виде смолистых примазок в верхнедевонских известняках на р. Косьва у г. Губаха и в кунгурских «ноздреватых» известняках на р. Кама ниже с. Хохловка.
Поиски нефти в Пермской области начались после открытия в 1929 г. Верхне-Чусовского месторождения нефти, приуроченного к погребенному рифовому массиву известняков артинского яруса. Скважина-первооткрывательница 15 августа 1929 г. была сдана в эксплуатацию.
За тридцать лет поисков нефти в Пермской области, кроме Верхне-Чусовского месторождения, находящегося в Предуральском прогибе, открыто еще 19 месторождений нефти в платформенной части области (рис. 1). В настоящее время на семи месторождениях добывается нефть (Краснокамское, Северокамское, Полазнинское, Лобановское, Яринское, Козубаевское и Таныпское). Подготовлены к эксплуатационному бурению три месторождения (Куединское, Гожанское и Павловское). Шесть месторождений находятся в стадии оконтуривания (Каменноложское Васильевское, Быркинское, Шумовское, Москудьинское и Березовское). На двух месторождениях разведка законсервирована (Каменское и Гондыревское) и на Шалашнинском месторождении прекращена из-за малых запасов нефти. Наибольшее значение по продуктивности скважин, качеству нефти и попутного газа и запасам нефтяных залежей имеют Яринское и Каменноложское месторождения.
Открытые месторождения дают возможность планировать увеличение добычи нефти в Пермской области в течение 1959-1965 гг. по сравнению с 1958 г. в 4,5 раза, т.е. темп роста добычи здесь превысит более чем в 2 раза темп роста добычи, предусмотренный на семилетие по СССР в целом.
Высококачественный газ, содержащийся в большом количестве в нефти Яринского и Каменноложского месторождений, будет использован для газификации г. Пермь и в нефтехимии. Утилизация добываемого попутного газа возрастет за семилетку более чем в 30 раз.
В Пермской области в палеозое установлено пять промышленно нефтеносных толщ: артинско-сакмарская, каширско-намюрская, нижневизейская, турнейская и кыновско-живетская. В нижневизейской и кыновско-живетской нефтеносных толщах залежи нефти находятся в песчаниках и алевролитах, а в остальных толщах - в известняках и доломитах.
Распределение известных промышленных залежей в разрезе палеозоя платформенной части области приведено в табл. 1.
Наибольшее количество залежей открыто в нижневизейской терригенной толще, обычно называемой угленосной свитой.
Промышленных залежей горючих газов, не связанных с залежами нефти, в области не встречено. Только на некоторых залежах нефти обнаружены небольшие газовые шапки.
Для промышленных нефтей девонских и каменноугольных отложений Пермской области установлено [6, 7] закономерное возрастание плотности, содержания серы и смол, падение газонасыщенности, общей упругости растворенных газов, парциальной упругости углеводородных газов с одновременным возрастанием содержания азота от более восточных месторождений к западным.
Все известные месторождения нефти платформенной части области приурочены к пологим платформенным складкам куполам и брахиантиклиналям, с наклонами крыльев от нескольких минут до 5° и реже круче. Эти пологие структуры являются осложнениями валов (см. рис. 1). Только Шумовское месторождение располагается обособленно. Для локальных структур и для валов западнее распространения артинских рифов характерно усиление структур от нижнепермских отложений до кровли девона. С этим явлением и связано уменьшение контуров каменноугольных залежей нефти с глубиной: наибольшие в московском и наименьшие в турнейском ярусах. Однако ниже фаменского яруса многие локальные структуры (Яринская, Таныпская) и даже Лобановский вал исчезают, что является одной из причин отсутствия здесь залежей нефти в кыновско-живетской толще.
По восточному борту платформы и западному крылу Предуральского прогиба в зоне развития артинских рифов наблюдаемые структурные формы в кунгурских и артинских отложениях не отражают структуры карбона из-за резкого увеличения мощности нижнепермских отложений и развития структур облекания рифов. Локальные структуры каменноугольных отложений не отражаются в кунгурском ярусе на площади развития солей в Предуральском прогибе, где соляная тектоника маскирует подсолевые породы.
Единственное Верхне-Чусовское месторождение в Предуральском прогибе приурочено к погребенному артинскому рифу, отраженному в кунгурских отложениях структурой облекания, которая на поверхности характеризуется наклонами крыльев до 2°.
Из 19 месторождений нефти платформенной части области 16 располагаются на Пермско-Башкирском своде - крупной положительной структуре, выявляющейся по нижнепермским отложениям (см. рис. 1).
Нижневизейская терригенная нефтеносная толща включает в себя сталиногорский горизонт и нижнюю часть тульского горизонта. В этой толще выявлены самые крупные по запасам и самые продуктивные залежи области (Яринское, Каменноложское, Таныпское и Полазнинское месторождения). Толща состоит из переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов. Наибольшая мощность ее 75 м и даже 100 м в платформенной части области приурочена к полосе, протягивающейся в северо-восточном направлении от юго-западного угла области на г. Губаха (см. рис. 1), к которой приурочено развитие мощной терригенной толщи турнейского яруса (сарайлинская толща). К югу от этой полосы мощпость нижневизейской терригенной толщи уменьшается до 40-60 м близ южной границы области. Такое же уменьшение наблюдается и в северо-западном направлении от 55-80 м на Лобановском валу и Яринском месторождении до полного выклинивания севернее г. Чердынь. В пределах Предуральского прогиба мощность толщи свыше 100 м и занимает большую площадь между реками Яйва и Барда. В краевых складках Урала между гг. Кизел и Чусовой она свыше 150 м.
На Яринском месторождении нижневизейская терригенная толща заключает на значительной площади три пласта нефтяных песчаников - БI, БII и БIII, разобщенных аргиллитами и глинистыми алевролитами. Часто верхние два и реже средний и нижний пласты сливаются вместе (рис. 2, б). Суммарная мощность нефтеносных песчаников равна 53 м. Средняя пористость песчаников 17%, средняя проницаемость 0,2 дарси. Высота залежи 82 м. По одной скважине выявлена небольшая газовая шапка высотой 5 - 6 м. Дебит скважин в среднем 70 т/сутки, максимальный 200 т/сутки, при противодавлении на устье 48 ат. Сходный характер имеет нижневизейская залежь Каменноложского месторождения.
На Полазнинском и Козубаевском месторождениях нижневизейская толща состоит из двух нефтяных пластов песчаников. На Васильевском и Шалашнинском месторождениях выявлен лишь один нефтяной пласт. На Лобановском месторождении хотя и имеются четыре пласта, но выдержан лишь второй пласт, а остальные литологически ограниченные. Небольшая литологическая залежь была выявлена в нижневизейской терригенной толще на Краснокамском месторождении.
В группе месторождений юга Пермской области наиболее продуктивные нижневизейские залежи нефти обнаружены на Таныпском и Павловском месторождениях. На Таныпском месторождении в толще выделяются две залежи. Верхняя залежь на отдельных участках поднятия распадается на три пласта. Общая мощность нефтенасыщенных песчаников до 27 м. Средняя пористость их 16%, а средняя проницаемость 0,5 дарси. Высота залежи 42 м. Начальные дебиты до 150 т/сутки. Нижняя залежь с мощностью нефтенасыщенных песчаников до 8,5 м, с несколько худшими коллекторскими свойствами и высотой 34 м.
По две залежи в нижневизейской толще имеется на месторождениях Куединского вала и Шумовском, по одной - в Павловском, Каменском и Москудьинском месторождениях.
Для нижневизейской терригенной толщи отмечается относительное увеличение нефтенаполнения положительных структур при движении с запада на восток. В том же направлении происходит уменьшение плотности нефти, содержания в ней серы, смол, количества бензиновых углеводородов, твердых парафинов, увеличивается газонасыщенность, давление насыщения и уменьшается количество азота в газе. Некоторые из указанных изменений видны в табл. 2.
Нефти по составу метановые. Наименьшая плотность нефти 0,813 констатирована на Шалашнинском месторождении и наибольшая 0,924 на Москудьинском, где отмечено и максимальное содержание серы в 3,5%. Газы, сопутствующие нефти, азотно-углеводородные. Содержание азота в них от 15 до 90%.
На значительной площади Пермской области нижневизейская терригенная толща является высокоперспективной в нефтегазоносном отношении. Сюда относится территория с известными залежами нефти, где нижневизейская терригенная толща имеет мощность свыше 40 м, содержит песчаные пласты и характеризуется гидрогеологической закрытостью. Эта территория охватывает южную часть Камского свода, восток Чермозской седловины, большую часть Пермско-Башкирского свода, юго-западную окраину Верхнекамской впадины и западную часть Уфимско-Соликамской впадины между г. Соликамск и южной границей Пермской области (см. рис. 1). Наибольшего внимания заслуживает восточная часть высокоперспективной площади, где наряду с легкими и высокогазонасыщенными нефтями возможно открытие газовых месторождений по восточному борту платформы и в западной части Уфимско-Соликамской впадины.
Кыновско-живетская нефтеносная толща в Пермской области в настоящее время по запасам и добычи нефти имеет второстепенное значение. Небольшие промышленные залежи установлены всего на шести месторождениях (см. табл. 1).
Характер залежей обусловлен фациальной изменчивостью толщи в пределах указанных месторождений. Толща состоит из переслаивания аргиллитов и алевролитов с невыдержанными песчаниками по мощности и простиранию. Часто песчаники залегают линзообразно. С невыдержанностью проницаемых пластов и связано наличие в толще сводово-литологических и литологически ограниченных залежей (рис. 2, в).
Наибольшая мощность кыновско-живетской толщи 70-90 м встречена на юго-западе Пермской области и в 40 км северо-западнее г. Краснокамск (Долганово). В указанных пунктах отмечены хорошо проницаемые песчаники. Предположительно такая же мощность толщи имеется в южной части Камского свода и в Уфимско-Соликамской впадине между г. Соликамск и р. Чусовая. От указанных пунктов мощность кыновско- живетских терригенных отложений уменьшается до выклинивания на юго-востоке и на севере (см. рис. 1).
Более крупные залежи нефти встречены на Куединском валу. На Гожанском и Быркинском месторождениях имеется по два пласта нефтеносного песчаника: верхний в пашийском горизонте, а нижний в живетском ярусе. Мощность пластов от 0 до 10 м. Высота залежи 28 м. На Куединском месторождении имеется только нефтеносный песчаник в пашийском горизонте мощностью до 8,5 м. Высота залежи в нем всего 11 м.
На Краснокамском, Северокамском и Полазнинском месторождениях имеются лишь однопластовые литологически ограниченные залежи, приуроченные к песчаникам кыновского горизонта.
Дебиты нефти из указанных залежей от 1,5 до 40 т/сутки. Нефти кыновско-живетский толщи метановые. Они, как и нефти нижневизейские толщи, характеризуются таким же закономерным изменением с востока на запад. Наиболее легкая нефть с плотностью 0,829 и содержанием серы 0,65% в Полазнинском месторождении. На Куединском месторождении плотность нефти 0,886, содержание серы 2,18%.
Наиболее перспективна для поисков нефти в кыновско-живетской нефтеносной толще западная часть Пермско- Башкирского свода и прилегающая часть Верхнекамской впадины, южная часть Камского свода и западная часть Уфимско-Соликамской впадины между г. Соликамск и водоразделом рек Косьва и Чусовая (см. рис. 1).
Залежи нефти в турнейском ярусе встречены только в известняках верхней части. Залежи массивного типа. Покрышкой их служат аргиллиты и глинистые алевролиты кизеловского горизонта или самого основания визейского яруса. Нефтеносные известняки с пористостью от 0 до 16%. Средняя пористость 9%. Высота залежей на Яринском месторождении 42 м, на Таныпском 39 м, на Березовском 28 м, на Павловском 23 м.
Нефть турнейской карбонатной толщи метановая. На Яринском месторождении она имеет плотность 0,823 и содержит серы 0,77%. На Павловском месторождении наиболее тяжелая нефть с плотностью 0,907 и содержанием серы 3%. Газ в нефти с небольшим содержанием азота от 6,5 (Березовка) до 14% (Ярино).
Широкое распространение нефтепроявлений в известняках верхнего турне [1,3,5 и 7] указывает на перспективность в них поисков нефти на той же территории, где перспективна нижневизейская терригенная толща, за исключением полосы замещения известняков терригенными породами, где возможно наличие нефтеносных песчаников.
Залежи нефти каширско-намюрской нефтеносной толщи встречаются от низов каширского горизонта до намюрского яруса. Верхняя часть толщи, относящаяся к каширскому и верейскому горизонтам московского яруса, состоит из переслаивания известняков и доломитов с мергелями, аргиллитами и алевролитами. Промышленные залежи нефти приурочены к пористым фораминиферовым известнякам и доломитам и относятся по типу к пластово-сводовым. На хорошо изученных Краснокамском, Северокамском и Полазнинском месторождениях в московском ярусе выделяются пять проницаемых пластов, из которых III, IV и V содержат промышленные залежи (см. рис. 2, а). На юге Пермской области в низах московского яруса обычно выделяются два нефтеносных пласта. Верхний из них захватывает самый низ каширского и верх верейского горизонтов. Мощность пластов в московском ярусе от 1,5 до 15 м. Высота залежей 20-45 м. Наиболее высокие залежи встречены на Краснокамско-Полазнинском валу.
В известняках башкирского яруса обычно выделяется один мощный проницаемый пласт до 20-30 м (Полазна, Ярино и другие). Только на Краснокамском месторождении выделяются три и на Северокамском два проницаемых пласта, но и они в пределах месторождений сливаются. Залежи нефти башкирского яруса относятся к массивному типу. Высота залежей до 55 м (Ярино).
В намюрском ярусе нефтенасыщенный проницаемый пласт известняка мощностью в 20 м встречен в Ярино. В своде складки этот пласт имеет газовую шапку, из которой получен газовый фонтан. Дебит газа еще не определен. В газе содержится 46% углеводородов и 56% азота.
Коллекторские свойства нефтеносных известняков и доломитов каширско- намюрской нефтеносной толщи низки и не выдержаны в пределах одного пласта по вертикали и по площади. Пористость колеблется от 0,2 до 22%, наиболее часто 5-12%. Проницаемость до 0,442 дарси.
Нефти каширско-намюрской толши метановые, легкие, сернистые, смолистые, высокопарафиновые. Наиболее легкая нефть с плотностью в 0,820 и содержанием серы 0,53 встречена в башкирском ярусе на Яринском месторождении. В западном направлении в залежах увеличивается плотность, содержание серы и смол в нефти, и уменьшается количество бензиновых углеводородов.
Нефть из башкирского яруса Куединского месторождения имеет плотность 0,896 и содержит 2,36% серы. Начальные дебиты нефти от единиц до 150 т/сутки (Полазна и Ярино, башкирский ярус).
Газы нефтяных залежей каширско-намюрской толщи азотно-углеводородные. Содержание азота возрастает с востока на запад: в Яринском месторождении - 15%, а в самых западных залежах - до 50-57% (Куеда, Шумово). Газонасыщенность нефти падает с востока на запад от 90 м3/т (Ярино) до 9 м3/т (Шумово).
Газовые шапки встречены в залежах московского яруса на Куединском месторождении, в намюрской залежи в Ярино. Возможно, верейскпй газ Павловского месторождения относится к газовой шапке.
Наиболее перспективная площадь в Пермской области для поисков нефти в каширско-намюрской толще ограничивается с запада линией Шумовское месторождение и западная граница Бондюжского вала до пересечения р. Кама, с севера - широта Чердыни и с востока - восточная граница распространения сульфатных и соленосных пород кунгурского яруса в Предуральском прогибе. В пределах очерченной территории мало перспективна часть площади Уфимского вала, на которой отсутствуют мощные сульфатные толщи кунгура и где имеется значительная гидрогеологическая раскрытость.
В артинском ярусе промышленная нефть была встречена только в Верхне-Чусовском месторождении. В последнем имелись две залежи, приуроченные к двум вершинам погребенного массива рифовых брахиоподово-мшанковых известняков [8]. Риф имеет длину 2 км, ширину до 1 км и высоту 280 м со склонами в 30-40°. Самая крупная залежь северной вершины имела площадь в 22 га и мощность неравномерно насыщенных известняков до 70 м. Нефти плотностью 0,930-0,970 с содержанием серы 2,5-4,5% и с высоким процентом ароматических углеводородов. Средние начальные дебиты 5-25 т/сутки. За время эксплуатации с 1929 г. по 1953 г. на месторождении добыто 78 тыс. т нефти.
Нефтепроявления в артинских известняках широко распространены в западной части Предуральского краевого прогиба и на восточной окраине платформы. Наиболее интенсивные из них встречены в районе г. Чердынь, на Куединском и Шумовском поднятиях. В настоящее время невозможно выделить районы высокоперспективные для поисков залежей нефти в артинском ярусе. Полоса погребенных артинских рифов к северу и югу от Верхне-Чусовского месторождения также не заслуживает самостоятельной разведки из-за небольших размеров рифов.
Из известняков сакмарского яруса промышленный приток нефти в 5 т/сутки получен на Шумовском месторождении из одной скважины с глубины 535-539 м. Нефть плотностью 0,915 с содержанием серы 3,24%, газонасыщенностью 4-6 м3/т. Газ содержит 56% азота.
Незначительные нефтепроявления в известняках сакмарского яруса встречены к востоку от Шумовского месторождения до западных складок Урала включительно. По имеющимся данным нельзя выделить высокоперспективные зоны. Возможно наличие залежей нефти в погребенных сакмарских рифах, полоса развития которых проходит близ меридиана 58° в. д. (см. рис. 1).
В разрезе палеозоя Пермской области возможно открытие новых промышленно нефтеносных горизонтов, на что указывают широко распространенные нефтепроявления. Они встречены в песчаниках уфимской, такатинской и нижнебавлинской свит, в известняках и доломитах кунгурского яруса, верхнего карбона, верхней части московского яруса, визейской карбонатной толще, в верхнем девоне и верхнеэйфельских отложениях. Интенсивные нефтенасыщения встречены в доломитах нижнего кунгура (филипповский горизонт) на Краснокамском, Таныпском и Верхне-Чусовском месторождениях, в известняках верхнего карбона, на Полазнинском и Шумовском месторождениях, в известняках подольского горизонта Шумовского месторождения.
Несмотря на тридцатилетние поиски и разведку нефти в Пермской области, в нефтеносном отношении территория изучена еще плохо. На первых этапах поисков объем геологоразведочных работ был недостаточен. Это объяснялось небольшими запасами первого открытого Верхне-Чусовского месторождения и малодебитностью скважин открытых месторождений до 1949 г. После открытия Полазнинского, Таныпского, Яринского и Каменноложского месторождений с высокодебитными скважинами и качественной нефтью стало очевидным наличие значительных запасов нефти в Пермской области.
Большие прогнозные запасы нефти позволят расширить геологоразведочные работы в текущем семилетии. Перед нефтяниками области стоит задача выявить и подготовить к разработке крупные залежи нефти. Наиболее перспективны для поисков высокодебитных залежей со значительными запасами в Пермской области являются нижневизейская и кыновско-живетская терригенные толщи.
ЛИТЕРАТУРА
1. Абрикосов И.X. и Софроницкий П.А. Геологическое строение и нефтеносность верхнего и среднего Прикамья. Тр. ВНИГНИ, в. XIII, 1959.
2. Зубов И.П. О прогнозных оценках нефти и газа важнейших районов СССР. Геология нефти, 1958, № 12.
3. Гедройц Н.А. и Софроницкий П.А. О нефтеносности Кизеловского района. Тр. НГРИ, в. 146, 1941.
4. Краснопольский А.А. Общая геологическая карта России. Лист 126. Тр. Геолкома, т. XI, № 1, 1889.
5. Притула Ю.А. и др. Волго-Уральская нефтеносная область. Нефтеносность. Тр. ВНИГРИ, в. 104, 1957.
6. Пьянков Н.А. О закономерностях в изменении свойств нефтей Прикамья. Нефтяное хозяйство, № 10, 1956.
7. Пьянков Н.А. Физико-химическая характеристика нефтей и нефтяных газов Молотовского Прикамья и закономерности изменения их свойств. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук. Пермь, 1957.
8. Сборник «Урало-Волжская нефтеносная область» (Геология и нефтеносность), Гостоптехиздат, 1941.
Пермский совнархоз
|
Месторождение |
Сакмарский ярус |
Московский ярус |
Башкирский ярус |
Нижневизеская терригенная толща |
Турнейский ярус |
Кыновско- живетская толща |
Структурная форма |
|
Краснокамское |
|
+ |
|
++ |
|
- - |
Брахиантиклиналь |
|
Северокамское |
|
+ |
- |
|
|
- - |
Купол |
|
Полазнинское |
|
+ |
- |
+ |
|
- |
» |
|
Яринское |
|
|
- |
+ |
- |
|
Длинная брахиантиклиналь |
|
Каменноложское |
|
|
|
+ |
|
|
То же |
|
Шалашнинское |
|
|
|
++ |
|
|
Купол |
|
Лобановское |
|
|
- |
+ |
|
|
Длинная брахиантиклиналь |
|
Козубаевское |
|
|
|
+ |
|
|
То же |
|
Шумовское |
+ |
+ |
|
+ |
|
|
Купол |
|
Москудьинское |
|
+ |
|
+ |
|
|
» |
|
Гожанское |
|
+ |
- |
+ |
- |
++ |
Длинная брахиантиклиналь |
|
Гондыревское |
|
|
|
+ |
|
|
То же |
|
Быркинское |
|
+ |
|
+ |
- |
++ |
Купол |
|
Куединское |
|
+ |
- |
+ |
|
|
» |
|
Таныпское |
|
+ |
|
+ |
- |
++ |
Брахиантиклиналь |
|
Березовское |
|
+ |
|
|
- |
|
» |
|
Павловское |
|
|
|
+ |
- |
|
» |
|
Каменское |
|
|
|
+ |
|
|
» |
|
Васильевское |
|
|
|
+ |
|
|
» |
Залежи: + пластово-сводовые; ++ сводово-литологические; -массивные; - - литологически ограниченные.
Таблица 2
|
Месторождение |
Высота залежи |
Плотность нефти |
Содержание серы, % |
Газонасыщенность нефти, м3/т |
Содержание азота в газе |
Давление, ат |
|
|
пластовое |
насыщения |
||||||
|
Яринское |
82 |
0,827 |
0,61 |
160 |
15 |
170 |
158 |
|
Полазнинское |
28 |
0,833 |
0,85 |
63 |
29 |
144 |
132 |
|
Васильевское |
>25 |
0,862 |
1,61 |
25 |
48 |
181 |
114 |
|
Лобановское |
29 |
0,825 |
0,71 |
42 |
35 |
162 |
108 |
|
Козубаевское |
18 |
0,831 |
0,81 |
38 |
36 |
159 |
103 |
|
Таныпское |
42 |
0,885 |
1,87 |
74 |
10 |
150 |
109 |
|
Куединское |
28 |
0,898 |
2,58 |
37 |
15 |
141 |
78 |
|
Гожанское |
60 |
0,920 |
3,13 |
19 |
24 |
144 |
68 |
|
Шумовское |
26 |
0,900 |
2,60 |
9 |
60 |
146 |
95 |
Рис. 1. Карта размещения нефтяных месторождений и перспектив нефтеносности Пермской области.
1- границы сводов и впадин по горизонтам артинского яруса; 2 - относительно крутые крылья валов; 3 - границы распространения мошной терригенной турнейской (сарайлинской) толши; 4 - складчатый Урал; 5 - полоса развития артинских рифов; 6 - полоса развития сакмарских рифов; 7 - соляные валы; площади, высокоперспективные для поисков нефти; 8 - в кыновско-живетской терригенной толще; 9 - в нижневизейской терригенной толще; 10 - площадь, перспективная для поисков нефти в палеозое; 11 - площадь, мало перспективная для поисков нефти в палеозое; 12 - площадь, где отсутствует в разрезе кыновско-живетская терригенная толща; 13 - локальные поднятия: 1 - Вятское; 2 - Тарасовское; 3 - Шумовское; 4 - Москудьинское; 5 - Шалымское; 6 - Гожанское; 7 - Гондыревское; 8 - Быркинское; 9 - Куединское; 10 - Красноярское; 11 - Батуйское; 12 - Осинское; 13 - Елпачихинское; 14 - Таныпское; 15- Березовское; 16 - Павловское; 17 - Григорьевское; 18 - Каменское; 19 - Пудлинговское; 20 - Нытвинское; 21 - Краснокамское; 22-Северокамское; 23 - Полазнинское: 24-Яринское; 25 - Талинское; 26 - Каменноложское; 27 - Кудымкарское; 28 - Лобановское; 29 - Козубаевское; 30-Сылвинское; 31 - Верхне-Чусовское; 32 - Чердынское; ВКВ- Верхнекамская впадина; КС - Камский свод; ПБС - Пермско-Башкирский свод; ЧС-Чермозская седловина. Предуральский краевой прогиб: УСВ - Уфимско-Соликамская впадина и ПВ -Печорская впадина. Валы: I-Кудымкарский; II - Бондюжский; III - Васильевский; IV-Краснокамско-Полазнинский; V - Лобановский; VI - Уфимский; VII - Андреевский; VIII - Куединский: IX - Чернушинский; X - Ксенофонтовско-Колвинский; XI - Камско-Вишерский; XII- Березниковский; XIII - Игумский; XIV - Тулумбасско-Тиссовский.
а - геологический разрез через среднекаменноугольные залежи Полазнинского месторождения; б - геологический разрез через турнейскую и нижневизейскую залежи Яринского месторождения; в - геологический разрез через залежь пашийского горизонта южного купола Куединского месторождения. 1 - аргиллиты и глинистые алевролиты; 2 - песчаники; 3 - мергели и аргиллиты; 4 - известняки; 5 - плотные глинистые известняки; 6 - нефтеносные песчаники; 7 - нефтеносные известняки.