Каширо-подольский горизонты

В отложениях каширского и подольского горизонтов (снизу вверх) нефтеносность выявлена в пластах C_ks4-VII, C_ks4-VI, C_ks4-V, C_pd-V и C_pd-IV.

Пласт Cks4-VII залегает в основании каширского горизонта, средняя глубина залегания 932 м. Пласт хорошо выдержан по площади и по разрезу, представлен известняками доломитами и доломитизированными известняками. ВНК принят на абсолютной отметке – 836 м. Залежь относится к пластовому типу. Длина залежи 8 км, ширина 1,5-2,5 км.

Тектоника

В тектоническом отношении Котовское месторождение расположено в южной части Верхнекамской впадины, на юго-восточном борту Камско-Кинельской системы прогибов.

Структурный пласт месторождения, по всем продуктивным пластам представляет собой структуру меридиального распространения с пологим восточным и крупным западным склонами. В основных чертах соответствует нижнепермскому, но с более резко выраженными формами и меньшими размерами.

Структуры по кровле терригенной толщи нижнего карбона более резко выражены, амплитуды их достигают 30-35 метров, площади сокращаются. Резко возрастает глубина прогибов, отделяющих структуры, хотя ширина их незначительна. Для поверхности карбонатных отложений турнейского яруса характерна еще более «четкая морфологическая выраженность». Положение основных структур сохраняется. Прогибы становятся еще более глубокими, а структуры представляют собой лишь останцы первоначального рельефа, сложившегося к концу турнейского времени, достигающие амплетуды 100 м, но имеющие незначительную площадь. Такая поверхность турнейских отложений образована после турнейскими врезами, имеющими повсеместное распространение в пределах Котовского месторождения.

По результатам геолого-разведочных работ, промышленная нефтеносность, установлена в турнейских и яснополянских отложениях нижнего карбона, в отложениях верейского и каширского горизонтов среднего карбона. Кроме того, нефтеносность, выявлена в отложениях подольского горизонта.

Нефтеносность

Нефтеносность на Котовском месторождении установлена в тунейских, яснополянских, верейских и каширо-подольских отложений.

Промышленная нефтенасыщенность продуктивных пластов изучалась по геофизическим, а также по керновым данным через определения связанной воды. В связи с косвенным определением связанной воды по керновым данным (определение центрифугированием по образцам, поднятым при бурении на фильтрующихся растворах), и низкой представительностью керна, величина нефтенасыщенности принята по материалам ГИС: 73% по пласту C₁-t, 85 % по пласту C₁-V+VI, 77% по пласту C₁-IV, 82% по пласту C₁ -III, 74% по пласту B-III, 75% по пласту B-II,72% по пласту B-0+1, 75% по пласту C_ks4-VII.

Нефтенасыщенные толщины турнейской залежи нефти не значительные и по большинству скважин находятся в диапазоне 3-4 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта С₁-t составляет 5,19 м.

Пласты C₁-V и C₁-VI яснополянской залежи нефти, представляют единую гидродинамическую систему. Общая толщина залежи составляет в среднем 11,8 м, нефтенасыщенная 8,4 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 м до 7,4 м, в среднем составляет 4,9 м.

Нефтенасыщенная толщина пласта В-0+I верейской залежи составляет 2,15 м.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина каширской залежи пласта С_ks4-VII составляет 4,49 м при средней общей толщине 5,2 м.