justify"> Відкрита пористість колекторів характеризується високими значеннями (23,8 - 32,5% при насиченні пластової водою, 23,8 - 30,7% при насиченні гасом), що пов'язано зі значною кількістю в складі цементу порід смешаннослойного мінералу Ілліт-смектит з великою кількістю набухаючих шарів.
Склад цементу також позначився на підвищених значеннях (59,2 - 83,2%) залишкової водонасиченому.
Слід особливо підкреслити надзвичайно важливий момент, що нижні межі колекторських властивостей порід-колекторів, розраховані при підрахунку запасів, обгрунтовувалися всім масивом даних дослідження керна родовищ Анівського групи і були прийняті єдині для всіх родовищ. Вони мають такі значення: проникність - 10-3 мкм2; глинистість - 33% (визначена за даними ГІС), залишкова водонасиченість - 82,5%. Нижня межа пористості визначений не був.
Такі значення нижніх технологічних меж не викликають сумніву. Нижня межа проникності, рівний 10-3 мкм2, характерний для ряду газових родовищ Сахаліну. Глинистість, рівна 33%, відповідає нижній межі глинястості для продуктивних одновікових відкладень о. Сахалін. Значення нижньої межі залишкової водонасиченому кілька високо, це пов'язано зі складом цементуючого матеріалу. Нижня межа для початкової газонасиченості колектора визначити не надається можливим через не достатності вихідного матеріалу.
.2.3 Фізико-хімічні властивості і склад пластового газу, конденсату і води
У процесі розвідки родовища при випробуванні свердловин в період з 1975 по 2004 рік ВАТ Востокгеологія проводився відбір проб газу з метою отримання даних про його компонентному складі та фізико-хімічних властивостях. Проби відбиралися в інтервалі глибин 1057 - 1415 м.
Компонентний склад вільних газів визначався методами газо-рідинної та газо-адсорбційної хроматографії згідно з діючими ГОСТ, фізико-хімічні властивості розраховувалися щодо компонентного складу газів.
Відносна щільність газу змінюється від 0,5771 до 0,6010. У складі газів основним компонентом є метан, вміст якого коливається в межах 90,40 - 94,64%. Вміст важких вуглеводнів незначно і в сумі не перевищує 1,23% об. Гомологи метану представлені: етаном - 0,06-1,04%, пропаном - 0-0,18%, Бутаном - 0-0,09% і пентанов - 0-0,02%. Розподіл метану і його гомологів підкоряється ряду: СН4> С2Н6> С3Н8> С4Н10> С5Н12.
У складі газів присутні баластні домішки в значних кількостях: від 5,07 до 9,41%. Азот є переважаючим компонентом, на частку якого припадає до 9,01%, вміст вуглекислого газу становить 0 - 1,16%. Гелій і водень визначалися не у всіх пробах. Зміст гелію становить 0,001 - 0,012%, водню 0,001 - 0,027%.
Коефіцієнт стисливості з глибиною покладів змінюється незначно: від 0,87 (IX пласт) до 0,88 (XIIIб пласт), об'ємний коефіцієнт знижується відповідно з 0,0086 до 0,0070.
В цілому, за складом та фізико-хімічними показниками відзначається тісна близькість властивостей газів всіх розвіданих покладів, в тому числі дуже незначне присутств?? Е в них гомологів метану і підвищений вміст азоту.
Згідно геохімічної класифікації газів газонафтових покладів (І. С. Старобинец) вільний газ відноситься до класу вуглеводневий сухий (СН4> 75%, С2Н6 + в <25%), азотний (N2 - 5 -15%), нізкоуглекіслий (СО2 <2%), ні...
