, в прибортової частини Серноводське-Абдулінского авлакогена. По відкладеннях нижнього карбону родовище приурочено до східного борту, а Малиновський купол - до осьової зоні Камсько-Кінельському западини. Радаевского структура розташована на Єлховський-Борівському валу, який утворений ланцюжком підняттів, протягивающихся на схід - північний схід. На осі валу розташовуються (із заходу на північний схід): Филипівська, Кирилівське, Авралінское, Єлховський, Гірко-Овражне, Іванівське, Малиновське, радаевского, Успенське, Борівське, артамоновское локальні підняття. З деякими з них пов'язані родовища нафти.
радаевского структура по відкладеннях кам'яновугільного віку являє собою велику лінійну складку, витягнуту в напрямку з південного заходу на північний схід. Складка має асиметричну будову: південне крило круте (кути падіння до 11 °), північне - пологе (до 1 ° 25?).
По поверхні відкладень Бобриковського горизонту, основного нефтевмещающего об'єкта, в будові структури простежуються ускладнюють її локальні купола (з південного заходу на північний схід): Малиновський (2-й і 1-й дільниці), радаевского , студія-Ключевський, Сергієвський і дещо відособлено - Успенський. Встановлені амплітуди куполів в кордонах зовнішнього контуру нафтоносності основного пласта С - 1, прийнятого в інтервалі абс. позначок - 1189-1201 м, складають: Малиновський 2-й - 37.4 м, Малиновський 1-й - 41 м, радаевского - 44 м, студія-Ключевський - 59 м, Сергієвський - 57 м. Розміри структури 21х3.5 км.
По покрівлі пласта Д - 1, що містить поклад нафти на радаевского куполі, розміри купола по замкнутій Изогипс - 1910 м складають 7х2.2 км, амплітуда 31 м.
За більш молодим обріїв середнього карбону і пермі складка зберігає свої основні особливості. В цілому, відзначається збіг структурних планів по різних маркірують горизонти карбону і девону.
Нефтегазоводоносность
радаевского родовище є Багатопластова. Під розкритому розрізі осадового чохла промислова нафтоносність встановлена ??в теригенно девоні (пласт Д - 1 пашійского горизонту) і нижньому карбоні (пласти В 1 турнейского ярусу, С-II і C-III радаевского, С-I і С-Iа Бобриковського горизонтів). Поклад нафти пласта С-I
Пласт С-I приурочений до верхньої частини Бобриковського горизонту і представлений пісковиками, в основному, кварцовими, дрібнозернистими, з прошарками алевролітів і глин. Пласт залягає на середній глибині 1400 м, на 1.01.2006 р розкритий 281 свердловиною.
Поклад нафти простягається вузькою смугою з південного заходу на північний схід до 20 км, об'єднуючи єдиним контуром нафтоносності всі бані структури. Гіпсометричне положення водонефтяного розділу обгрунтовано при підрахунку запасів у межах абс. позначок - 1189-1201 м, причому відзначається його закономірне занурення з північного сходу на південний захід, що збігається з напрямком регіонального напору пластових вод. Ширина поклади змінюється від 3 км на Сергіївському і радаевского куполах до 1 км на 2-й дільниці Малиновського купола.
Поклад нафти пластового типу, з обширною водонефтяной зоною в межах Малиновського та радаевского куполів. Покришкою поклади є щільні вапняки тульського горизонту (репер «плита») і глинистий пропласток, безпосередньо перекриває продуктивний пласт. Підстилається пласт пачкою глин і алевролітів.
Пласт характеризується значною неоднорідністю. Його загальна товщина змінюється в широких межах: від 12-13 м у північно-східній частині площі (свердловини 25, 26, 31 та ін. Сергіївського купола) до 68.8 м в південно-західній (скв. 319 Малиновського купола). Збільшення товщин відбувається в міру наближення до осьовій зоні Камсько-Кінельському западини (Малиновський купол).
Значення ефективних товщин пласта також змінюються в широких межах: від 2.1 м (вкв. 13) до 61.9 м (вкв. 319), що пов'язано як з варіаціями загальних товщин, так і з мінливістю фаціального складу відкладень , кількістю і товщиною глинисто-алевролітових прослоев в розрізі пласта. У ряді свердловин пласт представлений монолітним піщаним тілом (вкв. 13,14, 23, 25 та ін. Сергіївського купола, скв. 63, 174, 177, 180 Студія-Ключевського купола), в інших - розділений непроникними глинистими перемичками на серію (до 11-13) проникних пропластков (скв. 340, 348 Малиновського купола).
Підрахунок запасів нафти поклади пласта С-I [2] проводився по ділянках, межі яких проведені з урахуванням Багатобанний будови структури: Сергієвський, студія-Ключевський і радаевского купола, 1-й і 2-й ділянки Малиновського купола
1.2 Колекторські властивості пласта
Лабораторні аналізи керна виконувалися в лабораторії фізики нафтового пласт...
