ри 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 мкм2; глинистість - 33% (визначена за даними ГДС), залишкова водонасиченому - 82,5%. Нижня межа пористості визначений не був.
Такі значення нижніх технологічних меж не викликають сумніву. Нижня межа проникності, рівний 0,001 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, води
У процесі розвідки родовища при випробуванні свердловин в період з 1975 по 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%, Бутані - 0-0,09% і пентанов - 0-0,02%. Розподіл метану і його гомологів підкоряється ряду: СН4 gt; С2Н6 gt; С3Н8 gt; С4Н10 gt; 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 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. Старобинец) вільний газ відноситься до класу вуглеводневий сухий (СН4 gt; 75%, С2Н6 + в lt; 25%), азотний (N2 - 5 15%), нізкоуглекіслий (СО2 lt; 2%), нізкогелеевий (He lt; 0,1%). Сірководень в газах відсутня.
Внаслідок підвищеного вмісту азоту теплотворна здатність досліджених газів не висока і складає QB=33640 - 35280 кДж/м3, QH=30300 - 31780 кДж/м3. Гази родовища доцільно використовувати для среднетемпературних процесів. Застосування даного газу в якості джерела хімічної сировини не є доцільним, оскільки газ збіднений важкими вуглеводнями, що представляють інтерес для нафтохімічної промисловості.
Води родовища представлені дослідженнями 26 проб в раніше пробурених пошуково-розвідувальних свердловинах №№ 1 Юл, 4 Юл, 5А Юл, 8 Юл, 1 Зл і 2 Зл. Випробування проводилися бригадою ТОО «Гелікс». Методика розтину і випробування водоносних об'єктів була аналогічною для газових пластів. Відбір проб проводився в поверхневих умовах з гирла при фонтанування свердловин. Основні відомості про пластових водах наведені в таблиці 4А - Властивості і іонний склад пластової води (Північний блок); додаток А.
Підземні води Південно-Луговського родовища згідно гідродинамічної розчленованості приурочені до другого (II) водоносному комплексу Сусунайской артезіанського басейну. Даний комплекс представлений піщано-алеврито-глинистими породами ніжнемаруямского подгорізонта (верхній міоцен), товщина якого досягає 700 м. Чергування в розрізі комплексу витриманих по простяганню проникних пластів і глинистих водоупоров зумовило існування в його надрах гідродинамічного режиму уповільненої водообміну, коли гідравлічний зв'язок підземних вод з денною поверхнею відбувається тільки в областях їх харчування і розвантаження.
Невисока водообільность (дебіт свердловин 0,5 - 8,4 м3/сут.) порід II комплексу обумовлена ??низькими фільтраційними показниками його колекторів. Але на окремих ділянках (свердловина 5А Юл) отримані притоки води 18 - 28 м3/добу. самовиливом, що свідчить про високу продуктивності свердловини і розкритої їй частини розрізу.
Розглянуте родовище тяжіє до закінчення короткого транзитного шляху метеогенних в...
