Строению и нефтеносности Малоичского месторождения нефти, открытого на севере Новосибирской области в 1974 г., посвящены многие научные работы. В одних из них рассматриваются вопросы литостратиграфического расчленения вскрытых пород и строения палеозойского рифогенно-аккумулятивного комплекса (Запивалов Н.П., Соколов Б.С., 1977; Запивалов Н.П., Степанов С.А., Сердюк З.Я., 1984; [3-5]), в других – генетическая природа УВ, повышенный интерес к которым вызван тем, что залежи открыты в широком стратиграфическом диапазоне от верхнего силура до верхнего девона (Конторович А.Э., Стасова О.Ф., 1964; Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др., 1998; Вышемирский B.C., Запивалов Н.П., Бадмаева Ж.О., 1984; Запивалов Н.П., Зубарев Е.М., Минько В.А., 1975; [2]).

Данный объект является первым из изученных погребенных рифогенных тел, распространение которых предполагается в южной части Западной Сибири в виде прерывистой гряды шириной 20-30 км на северо-запад от Малоичской площади вдоль Лавровского вала (Краснов В.И., Степанов С.А., Биджаков В.И., 1980).

Результаты трехмерной сейсморазведки позволили уточнить структурный план центральной части Малоичского локального поднятия, которую можно рассматривать как совокупность блоков, каждый из которых представляет собой отдельный резервуар с присущим ему флюидо-динамическим режимом (рис. 1).

Изучение особенностей геологического строения и оценка коллекторских свойств пород на больших глубинах в значительной мере затруднены вследствие низкого выхода керна. Однако проведенные даже на этом небольшом материале (при выходе керна в среднем около 13 %) минералого-петрографические и петрофизические исследования, выполненные в лабораториях ПГО "Новосибирскгеология", позволяют сделать некоторые выводы о фильтрационно-емкостных свойствах наиболее распространенных разновидностей карбонатных пород Малоичской площади.

Известно, что карбонатные породы характеризуются большой растворимостью и значительной реакцией на изменения температуры и давления, в связи с чем процесс формирования в них пустотного пространства имеет ряд особенностей. К важнейшим из них относится отчетливо выраженная унаследованность вторичных пористости и проницаемости от первичных свойств отложений, определяемых генетическим типом породы (Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н., 1989; [1]). Это объясняется тем, что различия в вещественном составе и первичной структуре пор в исходных биоморфных, обломочных, органогенно-детритовых осадках не могут не быть причинами разного характера постседиментационных изменений этих отложений, поскольку и скорости движения флюидов по породам с различным строением пустот, и их способности к трещине-образованию неодинаковы.

Наиболее древними установленными отложениями являются породы шельфового комплекса, вскрытого скв. 4 (интервал 4104-4600 м), относящиеся к лудловскому ярусу [5]. Они представлены пелитоморфными известняками с тонкой слоистостью, глинистыми, доломитизированными, трещиноватыми и кавернозными. Трещины и каверны участками, как правило, заполнены кальцитом, доломитом, битуминозно-глинистым веществом. Ископаемые организмы представлены спикулами губок, детритом криноидей, строматопорат, мелких раковин. При регрессиях моря в пржидольское время начинали формироваться первые органогенные постройки [З]. В этих отложениях были встречены табуляты, брахиоподы. Карбонатность рифогенных пород достигает 90-99 %. При испытании открытым стволом в интервале 3902-4600 м был получен приток нефти (0,2 м3/сут со среднего динамического уровня 488 м), по-видимому, из трещинно-кавернозных коллекторов. По диаграммам промыслово-геофизических исследований и кривым притока продуктивный слой выделяется в интервале 4520-4548 м.

Вследствие трансгрессии моря эти отложения сменились породами бассейнового комплекса, которые сложены пелитоморфными и глинистыми известняками, известковистыми алевролитами, имеющими горизонтальную слоистость [4]. Скелетные остатки представлены остракодами, строматопоратами, фораминиферами, тентакулитами. Наблюдается рассеянная мелкоочаговая доломитизация. Породы неравномерно пигментированы битумом и пиритизированы. Известняки участками трещиноваты. Диапазон значений коэффициента трещинной проницаемости (0,03-7,77) •10^-3 мкм², реже (10-22) •10^-3 мкм². Содержание нерастворимого остатка достигает 55-58 %, пористость 0,1-0,7 %, иногда 1-3 %. Этот комплекс пород в скв. 8 (интервал 3300-3613 м) датируется франским возрастом, в скв. 11 (интервал 3723-3761 м) – эйфельским. Отложения бассейнового комплекса, встреченные в скв. 4 (3860-3901 м), относятся к раннему девону.

Литофациальный комплекс шельфа, перекрывающий бассейновые отложения, сложен пелитоморфно-обломочными органогенно-детритовыми известняками с горизонтальной слоистостью, содержащими разнообразную фауну (фораминиферы, строматопораты, кальцисферы, конодонты) [5]. Породы неравномерно кальцитизированы, слабо доломитизированы, трещиноваты, стилолитизированы. Отложения вскрыты скв. 4 (интервал 3722-3837 м) и скв. 8 (интервал 3246-3297 м). Диапазон значений коэффициента трещинной проницаемости (0,03-1,00)•10^-3 мкм². Открытая пористость 0,1-0,5 %, реже 1,5-7,5 %. Нерастворимого остатка содержится около 20-30 %.

При опробовании отложений комплекса был получен приток пластовой воды в скв. 4 с небольшим количеством нефти (около 15 %) из интервала 3725-3755 м общим дебитом 6,6 м³/сут при понижении уровня до 880 м. Трещины в породах (интервал 3728-3735 м) составляют 4-10 %. Дебит же нефти, полученный при испытании из интервала 3580-3620 м, был небольшой – 0,54 м3/сут (динамический уровень 800 м). По комплексу геофизических исследований скважин (ГИС) продуктивная часть выделяется в интервалах 3585-3602 и 3607-3619 м, в них отмечаются доломитизация и образование каверн размером от 12 до 35 мм. Открытая пористость колеблется в основном от 0,3 до 0,77 %, реже от 1,66 до 3,31 %. Приток, по-видимому, получен из кавернозно-трещинных коллекторов.

Образование Малоичской банки относится к живет-фаменскому времени. В группу собственно рифовых отложений объединяются следующие генетические типы пород: шлейфовые, биогермные и внутририфовой лагуны.

Литофации передового шлейфа (склона) представляют собой продукты деструкции органогенных построек, подвергшиеся волновому разрушению и расположенные по их склону. Они состоят из седиментационных брекчий и различных калькаренитов [4]. Главная роль принадлежит обломочным известнякам гравелито-конгломератовой размерности с величиной обломков 1,5-2,0 см. Седиментационные брекчий сложены обломками известняков размером от 1 до 7-10 см. Их основная масса представлена пелитоморфными и пелитоморфно-обломочными известняками. Они содержат обломки строматопорат, кораллов, водорослей, гасторопод, брахиопод. Отложения были вскрыты скв. 2, 3, 6, 9, 25, 27.

Коллекторские свойства карбонатных пород фации передового шлейфа значительно лучше, чем других типов фаций. Значения открытой пористости в них достигают 5,9-11,8 %, а проницаемости (4,2-13,08)*10^-3 мкм², иногда 90*10^-3 мкм². При изучении этих пород было выявлено интенсивное развитие каверн, как вдоль трещин, так и обособленно от них. Тип коллектора порово-кавернозный, порово-кавернозно-трещинный. В процессе бурения отмечались поглощения бурового раствора и провалы инструмента, обусловленные, по всей вероятности, наличием карстовых полостей.

Все значительные притоки УВ получены из этих отложений. Так, на 8-мм штуцере из скв. 2 (интервал испытания 2841-2866 м) был получен приток нефти дебитом 100 м³/сут (газовый фактор 57,2 м³/м³), из скв. 6 (интервал испытания 2842-2900 м) –121 м³/сут (газовый фактор 70 м³/м³), а из скв. 9 (интервал испытания 2800-2842 м) - 216 м³/сут.

Литофации органогенных рифов представлены чередованием биолититов (65 %), грубообломочных (15 %) и пелитоморфнозернистых (30 %) известняков [4]. Известняки – перекристаллизованы и доломитизированы. Рифогенные известняки – всех типов (шлейфовые, биогермные и внутририфовой лагуны) и почти не содержат примесей терригенного материала, его содержание достигает всего 0,2-2,0 %.

Тип коллектора рифогенных известняков чаще всего порово-трещинный или трещинный (скв. 4, 21). Породы непроницаемые или слабопроницаемые, значения открытой пористости в основном не превышают 1-2 %

В скв. 4 (интервал 2838-3239 м) вскрыты доломиты, участками известковые и трещинно-кавернозные известняки, доломитизированные и доломитовые. В них встречены фораминиферы, табуляты, строматопораты, тентакулиты. Карбонатность пород высокая – от 90,0-94,0 до 99,8 %. Породы трещиноватые, отмечается стилолитизация. Открытая пористость колеблется от 0,11-0,22 до 7,2 %. Значения трещинной проницаемости (0,0044-8,75) -10'³ мкм². Встречаются каверны неправильной формы (до 3-5 мм). Коллектор сложного трещинно-порово-кавернозного типа. При испытании интервала 2838-2856 м был получен приток нефти дебитом 7,6 м³/сут на 3-мм штуцере, газовый фактор 71 м³/м³. В скв. 21 притока пластового флюида не получено.

Литофация лагуны представлена отложениями, состоящими из карбонатных песчаников, гравелитов и пелитоморфных фораминиферовых известняков. Слоистость горизонтальная. Карбонатные песчаники и гравелиты сложены ориентированными обломками (60 %) строматопорат и кораллов, гирванелл, раковинами брахиопод, амфипор, а также зернами биолититов из рифовой фации (скв. 7, 8, 11, 19) [4].

В скв. 7 был опробован интервал 2729-2834 м и получен дебит нефти 3,9 м³/сут на 8-мм штуцере. Продуктивный разрез сложен органогенно-детритовыми и сгустковато-комковатыми известняками. В самой верхней части (интервал 2729-2803 м) известняки представлены разуплотненной разностью. По составу они органогенно-обломочные, неравномерно глинистые и имеют открытую пористость от 7,7 до 11,05 %. Трещинная проницаемость в них составляет (0,46-7,60)· 10^-3 мкм². В остальной части продуктивного разреза значения открытой пористости не превышают 2,47 %. Приток нефти был получен из трещинно-порового коллектора.

В скв. 8 породы перекристаллизованы, интенсивно кальцитизированы, с явлениями окремнения и сидеритизации. Карбонатность пород высокая – 95,7-99,9 %. Межзерновая пористость известняков изменяется от 0,23 до 3,19 %. Породы являются или практически непроницаемыми, или их проницаемость составляет десятитысячные и стотысячные доли квадратного микрометра, редко первые тысячные.

При опробовании интервала 2785-2804 м был получен приток нефти дебитом 3,6 м³/сут на 3-мм штуцере. По данным ГИС в интервале 2786-2789 м (без отбора керна) выделяется коллектор порового типа. Остальная часть разреза до принятого уровня ВНК отнесена к коллектору трещинного типа.

В скв. 11 продуктивные отложения очень слабо охарактеризованы керном. Породы представлены известняками органогенными трещиноватыми, кавернозными. По данным лабораторных исследований открытая пористость колеблется от 0,20 до 1,19 %, в верхней части достигает 8,36 %, проницаемость изменяется от непроницаемых до 0,91· 10^-3 мкм². При испытании интервала 2838-2844 м был получен приток нефти дебитом 6,6 м3/сут на 7-мм штуцере.

Известняки в скв. 19 органогенные сгустково-комковатые, с остатками кораллов, амфипор, водорослей, фораминифер, остракод, редко органогенно-обломочные, неравномерно кальцитизированные, перекристаллизованные, трещиноватые и стилолитизированные. Породы химически чистые. По своим емкостным и фильтрационным свойствам известняки в основном не являются коллекторами, за исключением разуплотненных участков (интервал 2822-2823 м). Наличием последних можно объяснить приток нефти дебитом 0,8 м³/сут на 5-мм штуцере при опробовании интервала 2808-2825 м, открытая пористость пород в котором колеблется от 1,02-2,19 % в плотных разностях до 6,17-15,84% в рыхлых. В остальном разрезе значения открытой пористости не превышают 1 %. В целом по разрезу проницаемость составляет десятитысячные и стотысячные доли квадратного микрометра, редко повышаясь до нескольких тысячных.

Продуктивные отложения Малоичского месторождения нефти значительно изменены постседиментационными процессами. Длительная геологическая история, в течение которой рифогенный комплекс пород претерпевал воздействие в ходе регрессии моря, пребывал долгое время в теплом климате (Костицин В.А., 1984) до начала отложения ааленских пород, испытывал последующее погружение до глубин 3-4 км, неоднократно подвергался воздействию вод различного химического состава, создала современный облик рассматриваемых пород.

Коллекторские свойства палеозойских образований сформировались в основном под воздействием вторичных процессов (Конторович А.Э., Иванов И.А., Ковешников А.Е. и др., 1991; Запивалов Н.П., Зубарев Е.М., Минько В.А., 1975; [5]). Эти постседиментационные процессы могли как ухудшать, так и улучшать коллекторские свойства. К первым относятся интенсивно проявившиеся процессы запечатывания первичных пустот кальцитом, а также перекристаллизация первичных отложений. За счет этих преобразований в части первично-высокопористых слоев произошло уменьшение емкости. Ко вторым, очевидно, можно отнести процессы выщелачивания, трещинообразования, доломитизации, которые обеспечили развитие дополнительных видов пустот, а при наличии трещиноватости способствовали и формированию новых типов коллекторов в породах.

Повышенная пористость карбонатных пород отмечается прежде всего под поверхностью перерыва между палеозойскими и юрскими отложениями. Это связано в первую очередь с процессами растворения и выносом наиболее подвижных компонентов карбонатных образований в стадию гипергенеза при выведении пород в зону аэрации и свободного водообмена в предъюрское время. Процессы растворения приводили, с одной стороны, к увеличению уже имевшихся пустот, а с другой – к возникновению новых.

Интенсивное развитие трещиноватости является важной особенностью карбонатных пород, способствующей улучшению гидродинамической сообщаемости коллекторов порового типа и каверн и приводящей к образованию резервуаров нефти и газа массивного типа. На зависимость между величиной объемной плотности трещин в карбонатных породах различного возраста и содержанием в них нерастворимого остатка указывали С.П. Корсаков (1978) и Н.К. Фортунатова [1]. По данным этих исследователей наибольшая способность к трещинообразованию проявляется в биогермных известняках и их обломочных разностях, поскольку именно этой группе карбонатных отложений присуща большая чистота химического состава. Вместе с тем присутствие глинистых минералов в составе цемента в карбонатных отложениях должно увеличивать их текстурную неоднородность и способствовать образованию трещин при тектонических напряжениях. Распределение объемной плотности трещин и содержание нерастворимого остатка по всем имеющимся анализам по керну Малоичской площади представлены на рис. 2. Вероятно, из-за незначительной выборки корреляции этих параметров по различным литофациальным комплексам почти не наблюдается.

Изучение трещин по шлифам показало, что пористость микротрещин очень мала и меняется в пределах продуктивных интервалов в среднем от 0,062 % в скв. 2 до 0,131 % в скв. 9. Это объясняется незначительными раскрытостью (около первых сотых долей миллиметра) и микротрещиноватостью. По-видимому, это определяет отсутствие четкой корреляционной зависимости (см. рис. 2). Развитие же по более крупным трещинам процессов выщелачивания, образование каверн увеличивают емкость коллекторов.

Закарстованные трещины могут переходить в полости, которые выявляются при провалах бурового инструмента на этапе вскрытия пласта, а также по различной интенсивности поглощений промывочной жидкости в процессе бурения. Зоны развития палеокарстовых пустот встречаются локально и могут являться высокопродуктивными коллекторами, что видно на примере скважин Малоичского месторождения, вскрывших отложения фации передового шлейфа (скв. 2, 9). Подобные зоны при катастрофическом поглощении могут привести к ликвидации скважины (скв. 1, 29).

Известняки более чем какие-либо другие распространенные осадочные породы подвержены изменениям. Наиболее широко распространенным и частым является метасоматическое замещение, связанное с образованием доломитов (Петтиджон Ф.Дж., 1981).

Доломиты метасоматические, участками известковые и известковистые развиты в юго-западной части Малоичской площади. В скв. 2 и 3 карбонатный разрез представлен в основном доломитами, а в скв. 6 и 9 содержатся лишь прослои и линзы первично-органогенных известняков. В мощной толще органогенных и органогенно-детритовых известняков скв. 4 доломиты развиты в виде небольших очагов, реже в виде пачек. Для доломитов Малоичской площади характерна довольно высокая карбонатность (до 99,9 %).

Доломиты известковые и известняки доломитовые встречены в отложениях, вскрытых скв. 6 (интервал 2876-2883 м), 9 (интервалы 2831-2842 и 2899-2904 м) и 13 (интервал 2910-3750 м). Породы мелко-среднезернистые, среднезернистые, не повсеместно кавернозные, иногда со стилолитами. Доломит развивается как по форменным элементам, так и по цементу, часто по трещинам и в линзах и образует зерна размером 0,05-0,30 мм.

Поры вторичные, неправильной формы, образованные в результате растворения, выщелачивания, перекристаллизации первичного кальцитового материала. Размеры не превышают 1-2 мм, чаще 0,05-0,50 мм. Открытые поры приурочены к участкам интенсивной доломитизации, открытым трещинам и органическим остаткам. Спорадически встречаются поры, выполненные битумом. В скв. 9 наибольшее развитие доломита приурочено к интервалу 2831-2842 м. Здесь же отмечается максимальная пористость пород. Общая емкость коллекторов с учетом каверн изменяется от 1,10 до 8,85 %. На участках развития каверн проницаемость увеличивается от 0,1•10^-3 до 10,5•10^-3 мкм². К данным породам приурочено поглощение глинистого раствора в этой скважине, произошедшее при забое 2833,7 м.

В целом доломиты по сравнению с известняками имеют более широкий диапазон колебания фильтрационно-емкостных свойств. В доломитовой толще наряду с породами, имеющими пористость 1-2 %, встречены разности с пористостью 2-8 %. Кроме непроницаемых, вскрыты доломиты, имеющие проницаемость от нескольких тысячных до сотых квадратного микрометра, т.е. в сравнении с известняками проницаемость в доломитах повышается на порядок.

Зависимость коллекторских свойств от содержания оксида магния (МgО) показана на рис. 3. В целом при его увеличении устанавливается возрастание пористости. Однако разброс значений пористости в доломитах, доломитах известковистых и известняках доломитизированных весьма широк, т.е. наряду с пористыми разностями в породах этого состава имеются и непроницаемые участки, которые могут служить локальными флюидоупорами для залежей УВ.

Рассмотрим еще один процесс, влияющий на коллекторские свойства, – стилолитообразование. Стилолиты возникают под давлением и имеют постконсолидационное происхождение. Согласно Ф.Дж. Петтиджону (1981), растворению вдоль стилолитовой поверхности обязательно сопутствует осаждение из тех же растворов где-либо в породе в прилегающих участках с пониженным давлением. Поэтому пористость и проницаемость ниже в тех карбонатных породах, в которых больше стилолитов. Вместе с тем В.Г. Кузнецов (1992) на основании данных по различным месторождениям сделал вывод, что в известняках, состоящих из форменных элементов, при стилолитообразовании за счет выпадения кальцита снижаются фильтрационно-емкостные свойства породы. В микрозернистых и пелитоморфных известняках, напротив, появление стилолитов и генетически связанных с ними трещин может значительно повысить проницаемость пород. При рассмотрении влияния стилолитообразования на проницаемость для отложений Малоичского месторождения однозначных выводов в пользу той или другой из описанных моделей сделать нельзя (рис. 4).

Таким образом, центральная часть Малоичского месторождения состоит из шести блоков (размеры которых варьируют от 2 до 8 км²), сложенных рифогенными породами, измененными вторичными процессами. Каждый из блоков вскрыт одной-двумя скважинами, доказавшими их нефтеносность.

Низкий нефтегазоматеринский потенциал самих рифовых пород, отмеченный рядом исследователей (Кузнецов В.Г., 1978; Селли Р.Ч., 1989), обусловлен тем, что формирование рифовых тел в зоне интенсивных волнений и фотосинтезирующей деятельности водорослей ведет к кислородному обогащению околорифового водного слоя, приводящему к интенсивному окислению органического материала. В органогенных и органогенно-детритовых рифовых известняках сохраняется преимущественно только скелетное ОВ, которое устойчиво к гидролизу, так как оно находится внутри и между минеральными зернами скелетной ткани и поэтому защищено от бактериального разложения (Романкевич Е.А., 1977).

Р.С. Сахибгареевым (1982) было показано, что в условиях аридного и аридизированного климата доломитизация рифогенных известняков происходит в основном за счет инфильтрации осолоненных вод микролагун, развитых на поверхности рифовых построек, в периоды усиления восходящих тектонических движений. Этими водами в резервуары привносится ОВ, обогащенное липидами. Такое ОВ, обладая высоким нефтепроизводящим потенциалом, является источником обогащения эпигенетических нефтей вторичных доломитов гетеросоединениями. По мнению Р.С. Сахибгареева, этим объясняется постоянное присутствие пленочного битуминизированного ОВ среди каемок роста граней доломитовых кристаллов, приуроченных к пустотам, которое имеет в шлифах желтовато-коричневый или коричневато-желтый цвет и характеризуется обилием асфальтово-смолистых веществ. Битуминозные вещества, освободившиеся в процессе перекристаллизации доломитов, должны отразиться на составе и физико-химических свойствах нефтей, заключенных в рифовых резервуарах. В частности, нефти рифовых резервуаров могут отличаться от нефтей соседних заведомо нерифовых карбонатных пород большими содержаниями асфальтенов, серы и других компонентов, несущих гетероэлементы. Повышенное содержание асфальтово-смолистых компонентов в нефтях Малоичского месторождения по сравнению с таковым в нефтях некоторых месторождений в карбонатных палеозойских породах юго-востока Западно-Сибирской плиты показано на рис. 5.

Анализ свойств нефтей, находящихся в коллекторах доюрского возраста Западной Сибири, позволил А.Э. Конторовичу и его коллегам разделить их на несколько семейств (Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др., 1998).

К представителям семейства I относятся малосмолистые нефти с низким содержанием парафинов из внутрипалеозойских резервуаров, вскрытых на Малоичской (интервал 3904-4600 м), Еллей-Игайской (интервал 3963-4044 м) и Тамбаевской (интервал 3940-3954 м) площадях. Генетически они относятся к морскому генотипу и связаны с палеозойскими отложениями.

Нефти семейства II полигенны и образовались в основном из ОВ наземной природы и УВ, мигрировавших из морских нефтематеринских пород палеозоя, или их источником могло быть аквагенное ОВ озерной и ингрессионно-морской природы тогурской свиты. Они встречены только в Нюрольской впадине.

1. Палеозойские отложения, вскрытые на Малоичской площади, представлены бассейновыми, шельфовыми и рифогенными комплексами пород.

2. Влияние тектонических движений проявилось в осложнении зоны улучшенных коллекторов передового шлейфа, создании блоковой структуры месторождения, когда каждый блок характеризуется своими особыми чертами распределения залежей нефти по разрезу.

3. Среди вторичных процессов наиболее ярко выраженным является доломитизация, что отражается в корреляционной зависимости возрастания пористости от увеличения содержания в породе оксида магния.

4. Выборка параметров, характеризующих объемную плотность стилолитов, нерастворимый остаток и проницаемость по различным литофациальным комплексам, и их статистическая обработка не позволяют выявить достаточно корректную зависимость между ними.

5. Возможно, что в нефтях Малоичского месторождения присутствуют битуминозные вещества, перешедшие в них при доломитизации известняков. Это отражается в повышенных содержаниях асфальтеново-смолистых компонентов по сравнению с таковыми в нефтях, полученных из нерифовых карбонатных пород Нюрольской впадины.

6. Разнофациальный характер отложений и воздействие наложенных разнотипных постседиментационных преобразований нашли свое отражение в сложном характере распределения фильтрационно-емкостных свойств пород Малоичского месторождения.

1. Ильин В.Д., Фортунатова Н.К. Методы прогнозирования и поисков нефтегазоносных рифовых комплексов. - М.: Недра, 1988.
2. Проблемы нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской низменности / Под ред. А.А. Трофимука, В.С. Вышемирского. – Новосибирск: Наука, 1976.
3. Стратиграфия и литология среднепалеозойских отложений по материалам бурения Малоичской скважины 4 (Новосибирская область) / О.И. Богуш, В.Н. Дубатолов, Ю.А. Залазаева и др. // Девон и карбон азиатской части СССР. – Новосибирск, 1980. - С. 4-37.
4. Стратиграфия палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты / В.Н. Дубатолов, В.И. Краснов, О.И. Богуш и др. – Новосибирск, 1990.
5. Стратиграфия палеозоя юго-восточной части Западно-Сибирской плиты / В.Н. Дубатолов, В.И. Краснов, О.И. Богуш и др. // Биостратиграфия палеозоя Западной Сибири. - Новосибирск, 1985. - С. 4-49.

Different facies character of deposits and the effect of superimposed different type postsedimentation transformations are reflected in a complex character of distribution of porosity and permeability properties of rocks at Maloichskoye field. Effect of tectonic dislocations was manifested in disturbance of the zone of better reservoirs of foremost apron, in creating of the block structure of the field, when each block is characterized by specific features of oil pools distribution along the section.

Among secondary processes, dolomitization is most pronounced that found its reflection in correlation relationship between porosity increase and increase in magnesium oxide content in rock.

РИС. 1. СХЕМАТИЧЕСКАЯ СТРУКТУРНАЯ КАРТА КРОВЛИ ДОЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ МАЛОИЧСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЭЛЕМЕНТАМИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ (с учетом материалов работ Сибнефтегеофизики в 1993 г.)

1 – изогипсы поверхности доюрских порол, м; 2 – субвертикальные зоны эрозионно-тектонических выступов; 3 – предполагаемый глубинный разлом; 4 – тектонические нарушения; 5 – водонефтяной контакт; 6 – скважины: а – давшие приток нефти, б – ликвидированные по техническим причинам; литофации: 7 – органогенных рифов, 8 – передового шлейфа, 9 – внутририфовой лагуны

Пористость: 1 – по шлифам, 2 – по керну