изько 9,3%, на Турнейскій ярус припадає близько 2%.
Мінібаєвський площа є однією з центральних площ Ромашкинского родовища з розмірами 19,5? 13,3 км і загальною площею 255,6 км2. Основним експлуатаційним об'єктом є продуктивні відкладення киновского (Д0) і пашійского (Д1) горизонтів, що залягають в середньому на глибині 1750-1770м.
У розрізі киновского і пашійского горизонтів виділено 9 продуктивних пластів: Д0, «а-б3» - верхня пачка, «в-д» - нижня пачка. Середня товщина продуктивних пластів становить 16,5 м.
Відкладення верхньої пачки характеризуються Лінзовідно і утворює смугасту заляганням, невеликими товщинами пластів 1-3м з проникністю 313 мД. Відкладів нижньої пачки притаманне майданні поширення колекторів, представлених високопродуктивними пластами, зі значно більшою товщиною в середньому 5-7м і проникністю 860 мД.
Мінібаєвський площа - це сьогодні одна з вироблених площ Ромашкинского родовища, відібрано близько 90%. З початку розробки зі свердловин Мінібаєвський площі видобуто 40% від загального видобутку нафти НГВУ. На Мінібаєвський площі виділено 7 блоків. Значна частка початкових запасів припадала на 3, 4, 6 блоки, найменша у 5 і 7. В даний час найбільш вироблені 2,3,6 блоки. По всіх блоках вироблення запасів перевищує обводненість накопиченого відбору рідини. За роки розробки істотно змінилася структура запасів за площею: якщо на початку на частку високопродуктивних піщаних колекторів припадало 79%, в даний час вона скоротилася в 2 рази. Частка глинистих колекторів збільшилася в 4 рази, а частка малопродуктивних алевролітових колекторів - в 5 разів. Відповідно знизився обсяг запасів в нижній найбільш продуктивною пачці пластів у 2,5 рази. 40% свердловин працює тільки по верхній пачці, при цьому з них видобувається 34% нафти і 16% рідини, при обводненості 70% і пластовому тиску 141ат. Водонефтяной контакт в межах Мінібаєвський площі простежується, в основному, в пластах «г1», «г2 + 3» і «д». Виняток становить Чупаевскій ділянку (блок №7), де на кордоні з Алтунин-Шунакскім прогином виділяється вузька смуга водонефтяной зони в пластах а, б, в. У межах площі ВНК виконаний у 182 свердловинах. Середнє його положення за площею в цілому складає - 1488,1 м. Відзначається зниження положення ВНК по напряму з півночі на південь.
З південного боку Мінібаєвський площа межує з альметьєвському площею, яка розділена на 3 блоки. Альметьєвському площа почала експлуатуватися в 1950р., А в промислову експлуатацію введена в 1957р. ця площа має складну геологічну будову, в розрізі виділяються 9 пластів (Д0, а, б1, б2, б3, в, г1, г2 + 3, д), що мають різні фільтраційно-ємнісні властивості. Основна частка початкових запасів площі припадає на пісковики - 84%, 7% - на глинисті пісковики, 9% - на алевроліти. З пісковиків видобуто 91% нафти від видобутку площі, 5% - з глинистих пісковиків, 4% - з алевролітів. У верхню пачку входять пласти «Д0», «а», Б1, Б2, Б3 з погіршеними колекторськими властивостями у вигляді смуг і лінз, що не мають рівномірного простягання по площі, нижня пачка в основному добре витриманими за потужністю пластами з великими зонами злиття. Основна частка залишкових запасів припадає на верхню пачку пластів - 12700000., 4 млн. - На нижню пачку. Всього відібрано по площі 84,3% запасів, найбільш виробленої є нижня пачка пластів. Основні стратегічні заходи найближчим часом будуть направлені на довиработку запасів, що залишилися нижньої пачки, і поступовий перехід на верхню пачку з погіршеними колекторськими властивостями.
Північно-альметьєвському площа введена в промислову розробку в 1961 році. Вона межує на півдні і на півночі з Альметьєвському і Березовської площами, на сході з Алькеевского площею (НГВУ «ДжН»), а на заході обмежується Алтунин-Шунакскім прогином. Північно-альметьєвському площа розділена на 3 частини: західну, занурюється в сторону Алтунин - Шунакского прогину, центральну, найбільш підняту, і східну, різко занурюється щаблем (на 10-15 метрів) в порівнянні з центральною. Об'єкти експлуатації - Киновское і Пашійскій горизонти складені переслаиванием піщано-алевролітових і аргіллітових порід. Колектори пласта мають майданні поширення. За роки розробки в результаті випереджаючої вироблення високопродуктивних піщаних колекторів відбулося погіршення структури запасів, частка видобутих запасів по алевролітами і глинистим піщаниках збільшилася в 2 рази. Проте частка запасів за нижнім шарам становить 25%. Велика частина переведена на відбір за верхнім шарам. Пласт Д0 залягає на глибині 1740 м, представлений, в основному, пісковиками і алевролітами. На тлі суцільного розвитку пластів-колекторів зустрічаються окремі лінзи глин. Колектори пласта Д0 ізольовані від верхнє-Пашійскій відкладень Д1 пачкою киновскіх глин, товщина яких змінюється від 3,0 м до 10,0 м. Середня глибина залягання горизонту Д1 дорівнює 1750 м. ...
