ності зерен, медіанний розмір зерен 0,07 - 0,14 мм, зміст пелітовими фракції 14,5 - 23,9%. Відкрита пористість по пластовій воді - 23,8 - 31,6%, по гасу - 23,8 - 28,0%, проникність - 0,006 - 0,037 мкм?.
Алевроліти темно-сірі, середньо зцементовані. Петрофізичні властивості алевролітів не вивчались.
XII б - 1 пласт розкритий на глибинах +1293 - 1360 м, загальна товщина шару змінюється від 9 до 11 м, ефективна - від 1,2 до 8,1 м, газонасичених - від 1,9 до 8,1 м. Керн відібраний в свердловині 7 і 8.
Пласт представлений пісковиками, алеврито-пісковиками, погано відсортованої глинисто-алеврито-піщаної породою (хлідолітамі), алевролітами і глинами.
Пісковики тонко-дрібнозернисті, сірі, слабо зцементовані, з поганою отсортірованності зерен, медіанний розмір зерен 0,06 мм, зміст пелітовими фракції 23,9%. Відкрита пористість по пластовій воді - 28,3%, по гасу - 28,2%.
Алеврити-пісковики темно-сірі, слабо і середньо зцементовані, отсортірованності зерен середня, зміст пелітовими фракції 20,5%. Відкрита пористість по пластовій воді - 25,5%, по гасу - 22,0%, проникність - 0,0018 мкм?.
Хлідоліти темно-сірі, середньо зцементовані, зміст пелітовими фракції 25,4%. Відкрита пористість по пластовій воді - 28,3%, по гасу - 27,0%, проникність - 0,0009 мкм?.
Алевроліти сірі, темно-сірі, середньо зцементовані. Петрофізичні властивості алевролітів не вивчались.
Глини темно-сірі, слабо ущільнена. Петрофізичні властивості глини не вивчались.
. 3.2 Нижні межі колекторських властивостей
Нижні межі колекторських властивостей порід-колекторів, розраховані при підрахунку запасів, обгрунтовувалися усім масивом даних дослідження керна родовищ Анівській групи і були прийняті єдині для всіх родовищ. Вони мають такі значення: проникність - 0,001 мкм? ; глинистість - 33%, залишкова водонасиченому - 82,5%.
Нижній межа проникності рівний 1 мкм? характерний для ряду газових родовищ Сахаліну. Глинистість рівна 33%, відповідає нижній межі глинястості для одновікових продуктивних 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.
1.4 Фізико-хімічні властивості і склад вільного газу
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 ГОСТу, 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%. Гомологи метану представлені: етаном - 0,06 - 1,04%, пропаном - 0 - 0,18%, Бутані - 0 - 0,09% і пентанов 0 - 0,02%. Розподіл метану і його гомологів підкоряється ряду: СН 4 gt; С 2 Н 6 gt; З 3 Н 8 gt; З 4 Н 10 gt; З 5 Н 12.
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 (XIII б пласт), об'ємний коефіцієнт зменшуються відповідно до 0,0086 до 0,0070.
В цілому, за складом і фізико-хімічними показниками відзначається тісна близькість властивостей газів всіх розвіданих покладів, у тому числі дуже незначна присутність в них гомологів метану, і підвищений вміст азоту.
Згідно геохімічної класифікації газів газонафтових покладів (І.С.Старобінец) вільний газ відноситься до класу вуглеводневий сухий (СН 4 gt; 75%, С 2 Н 6 + в lt; 25%), азотний ( N 2 - 5 - 15%), нізкоуглекіслий (СО 2 lt; 2%), нізкогелеевий (He lt; 0,1%). Сірководень в газах відсутня.
Внаслідок підвищеного вмісту азоту, теплотворна здатність досліджених газів не висока і складає Q в=33640 - 35280 кДж/м 3, Q н=30300 - 31780 кДж/м 3. Гази родовища доцільно використовувати для среднетемпературних процесів. Застосування даного газу ...
