на ??газоносність турнейских, ніжневізейскіх, серпуховських і пермських відкладень.
Турнейскімі відкладення випробувані в шести пошуково-розвідувальних свердловинах. Приплив газу дебітом до 3 тис.м 3/добу, отриманий тільки в свердловині 6. У всіх інших свердловинах приток не отримали або отримали слабкий приплив пластової води. Так як промислових припливів газу не отримано і площа поклади незначна, запаси газу по Турнейскімі відкладенням не підраховував.
У серпуховських відкладеннях колектори поширені тільки в сводовой частини структури, на крилах вони заміщаються глинистими вапняками і сульфатами. Горизонт випробуваний у 5 пошуково-розвідувальних свердловинах. Промисловий приплив газу отриманий тільки в свердловині 1, після соляно-кислотної обробки дебіт газу склав 17.3 тис.м 3/добу. У 2-х свердловинах отримали незначні притоки газу (до 3 тис.м 3/добу) навіть після кислотної обробки, в одній припливу не отримали, в одній отримали приплив фільтрату бурового розчину. В експлуатаційних свердловинах Серпуховський відкладення випробувані в двох свердловинах в процесі буріння, приток не отримали. Враховуючи невеликі розміри поклади, запаси газу по ній не підраховувалися.
У приміських відкладеннях колектори розвинені тільки в північно-східній частині площі, на решті частини вони заміщаються глинистими породами. До пермським відкладенням приурочена газова поклад - азотно-гелієва. У ніжневізейскіх відкладеннях за даними випробування практично всіх свердловин встановлена ??газоконденсатна поклад, яка є об'єктом промислової розробки. Найнижча позначка отримання газу фіксується в свердловині 117, де при випробуванні у відкритому стовбурі отриманий газ до абсолютної позначки мінус 1979,8 м (свердловина похило-спрямовану). Враховуючи, що свердловина 117 похило-спрямовану і є ймовірність неправильної прив'язки до наведеної глибині, то нижню позначку отримання газу в цій свердловині при обгрунтуванні ГВК ми не враховуємо. У свердловині 5 приплив газу отриманий до абсолютної позначки мінус 1967,6м. У свердловині 9 при випробуванні отримана пластова вода з абсолютною позначки мінус 1979,0м, по ГІС покрівля водонасиченого пласта фіксується з позначки мінус 1976,8м (таблиця 1.1). У свердловині 13 водонасищенний пласт по ГІС фіксується з позначки мінус 1968,6 м.
Таблиця 1.1 - Обгрунтування газоводяного контакту
газоводяного контакт прийнятий єдиним на абсолютній відмітці мінус 1968 м. Поклад газу за типом пластового резервуара пластова сводовая, тектонічно екранована. Розміри поклади 14,8 х 7,5 км, висота - 268,8 м.
1.2 Характеристика товщин, колекторських властивостей продуктивних пластів і їх неоднорідності
У розрізі ніжневізейского горизонту простежено трьох продуктивних пачки (А, Б, В), в кожному з якої виділені декілька пропластков.
Пачка А має майже повсюдне поширення, в районі свердловин 13 і 18 колектори заміщаються глинистими породами. Коефіцієнт поширення дорівнює 0,94 (таблиця 1.2). Загальна товщина пачки становить, в середньому, 9,8 м, змінюючись від 0,8 до 17,6м. У межах пачки виділяють до 6 пропластков, що не витримані за площею. Коефіцієнт розчленованості становить 2,6; коефіцієнт піщанистого - 0,50. Сумарна ефективна газонасичених товщина коливається від 0,8 м до 8,2 м, складаючи в середньому 4,3м.
Таблиця 1.2 - Статистичні показники характеристик неоднорідності пластів ніжневізейского продуктивного горизонту
Пачка Б відділяється від вищерозміщеної пачки А глинистим розділом, товщина якого змінюється від 4 до 20м. У межах пачки виділяється, в основному, один пласт-колектор, який іноді розчленовується на два пропластками. На північному сході, пласти-колектори заміщені глинистими породами. Коефіцієнт поширення дорівнює 0,7. Загальна товщина пачки невелика і коливається від 1 до 5,6 м. Ефективна газонасичених товщина складає, в середньому, 2,6 м, змінюючись від 0.8 (вкв. 8) до 4,6 м (скв.112). Коефіцієнти піщанистого і розчленованості становлять відповідно 0.64 і 1.1.
Пачка У найбільш витримана по потужності, відділяється від вишезалегающіх пачки Б невеликим глинистим пластом товщиною від 1,6 (скв. 108) до 6м (свердловини 6, 113), коефіцієнт поширення її дорівнює 0,97. У свердловині 15 пласти-колектори заміщені породами.
Таблиця 1.3 - Характеристика товщин пластів ніжневізейского продуктивного горизонту
Загальна товщина пачки змінюється від 1.8 м (вкв 7) до 22.6 м (вкв 105), складаючи в середньому 15.8 м. Ефективні газонасичені товщини змінюються від 1.8 м (вкв 7) до 19.0 м (вкв 5 ) і в середньому становить 12.3 м. Коефіцієнти піщанистого і розчленованості складають 0.80 і 2.5, відповідно. Пачки А...
