од, що стікають з північно-західних відрогів Південно-Камишовського хребта в напрямку акваторії Анівського затоки. Цей підземний потік інфільтраційних вод, які мають градієнтом напору до 10 - 15 м/км в принципі є руйнуючим по відношенню до вуглеводневим покладам. Однак присутні в розрізі II комплексу діагональні і субширотні диз'юнктивні руйнування створили бар'єри фронтальному стоку підземних вод і сформували напівзакриті від вимивання ділянки.
Видається, що збереглися газові поклади родовища зобов'язані не тільки тектонічним екранам, але, можливо, більшою мірою існуванням у надрах продуктивного комплексу на досліджуваної площі зустрічного (по відношенню до Інфільтраційне стоку) Елізіон напору підземних вод, віджимають з прогинів Анівського затоки. Іншими словами, розглянуте родовище приурочено до гідродинамічного бар'єра, сформованому уздовж стику інфільтраційних і Елізіон вод Сусунайской субмарини осадового басейну.
Тому в розрізі родовища повсюдно зустрінуті як інфільтрогенних (переважно гідрокарбонатнонатріевого - ГНК - типу), так і седіментогенние (хлоркальциевого - ХК - типу) води. Але за іонним складом пластові води в основному хлоридні натрієві. Відносно гідрокарбонатів спостерігається майданні зміна з деяким зниженням їх змісту (від 1,1 - 1,4 г/л до 0,6 - 1 г/л) в південному напрямку, що зумовлено переважанням ролі вод ХК типу у складі пластових вод. Всі підземні води родовища малосульфатние (1 - 99 мг/л), але в їхні концентрації також спостерігається тенденція зниження їх кількості від Північного блоку до Золоторибному.
Змішаність в межах родовища підземних вод різного генезису підкреслюється і малим діапазоном зміни коефіцієнта метаморфізму вод, rNa/rCl=0,96 - 1,05.
У змісті специфічних компонентів (йоду до 15 мг/л, брому до 35 мг/л, бору до 150 мг/л) звертає на себе увагу підвищена концентрація бору.
Склад водорастворённих газів переважно метановий з домішкою вуглекислого газу (до 2,4%). Важкі вуглеводні присутні в незначній кількості (частки відсотка).
Пластові води родовища відносяться до слаболужним (pH=7,1 - 8,0) і жорстким (сума солей кальцію і магнію становить 10 - 30 мг-екв.).
Геотермічний режим родовища характеризується підвищеними (щодо геотемпературного фону) значеннями температур (50 - 52 0С) у розрізі продуктивного комплексу. Відповідно і середній геотермічний градієнт на Південно-Лугівському родовищі становить 36 0С/км.
При розробці покладів, крім Газонапірний режиму, слід враховувати серйозний вплив водонапорного режиму, створюваного напором інфільтраційних вод. Виражатися він буде (залежно від тектонічної екранування) в основному у фланговому підпорі газових скупчень. Позитивний тиловий підпір з півдня і півдня-сходу, здійснюється в основному Елізіон водами. Наприклад, свердловина 5А Юл, що розкрила в продуктивному розрізі напірні води (самоізлів з надлишковим тиском) ХК типу є показником прояви водонапорного режиму за рахунок напірного потенціалу Елізіон вод. Але недоліком даного режиму є (при відборах газу) надходження обмежених обсягів віджимних вод і, як наслідок, відставання в часі процесу підтримки пластового тиску.
1.2.4 Аналіз результатів гідродинамічних досліджень свердловин і пластів, їх продуктивної та енергетичної характеристик
Гідродинамічні дослідження покладів родовища проводилися з 1975 р і по теперішній час, було виконано 42 досліджень в 13 свердловинах (№№ 1 Юл., 5А Юл., 11 Юл., 12 Юл., 13 Юл., 14 Юл., 16 Юл., 2 Зл., 2 біс-Зл., 7-Зл., 8-Зл., 9-Зл., 10-Зл). У результаті обробки даних 9 продуктивним покладам IX, Xа, XI - 2, XIIа, XIIб, XIIб - 1, XIIб - 2, XIIIА і XIIIб пластів визначені коефіцієнти фільтраційного опору, гідро- і пьезопроводності.
Дослідження свердловин проводилися за методом зміни стаціонарних режимів фільтрації. При дослідженні, вся продукція зі свердловини надходила у вертикальний сепаратор, де відбувався розподіл рідини і газу. Рідина з сепаратора надходила в мірну ємність, а газ проходив через прувер і спалювався на факелі. На кожному режимі роботи свердловини замірялися тиску гирло, прувера і в сепараторі зразковими манометрами, а температура в цих точках замерялась лабораторними термометрами. Пластовий і забойное тиску замірялися глибинними манометрами, а температури на забої - максимальним термометром. Також пластові тиски розраховувалися по статичному тиску на гирлі свердловин.
Дебіт газу розраховувався по тиску і температурі на прувера. За отриманими дебитам газу, пластовим і забійним тискам, графічно визначені параметри рівняння припливу. Дебіт рідини замірявся за часом наповнення мірної ємності. Проникність пласта визначалася за коефіцієнтом «А» з рівняння припливу і за коефіцієнтом «В» отриманому в р...
