1Общие сведения о районе работ
1.1 Общие сведения о месторождении
Мечетское месторождение в административном отношении расположено на территории Славянского района Краснодарского края, в 15 км от ст. Петровской. Обзорная карта района месторождения представлена на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 – Обзорная карта района месторождения Мечетская
Связь между городами и поселками осуществляется сетью автомобильных дорог с твердым покрытием.
В геоморфологическом отношении месторождение расположено в западной низменной части Прикубанской равнины, слабонаклоненной в сторону Азовского моря. Высотные отметки рельефа колеблются в пределах 0,4 – 1,5 м. Большая часть месторождения покрыта лиманами и плавнями, сообщающимися между собой протоками, ериками и каналами.
Климат района умеренно континентальный с мягкой зимой и жарким засушливым летом. Среднегодовая многолетняя температура воздуха – плюс 10 °С. Среднее количество осадков 550 – 600 мм, которые выпадают, в основном, в осенне-зимний период.
В экономическом отношении район сельскохозяйственный, с наличием местной перерабатывающей промышленности.
Кроме месторождений углеводородов других месторождений полезных ископаемых нет. Из строительных материалов имеется только глина.
Газ из скважин поступает в общий коллектор и на замерной узел, далее магистральный газопровод «Березанская КС – Славянск-на-Кубани».
Станица Петровская связана асфальтированной автомобиль¬ной трассой с г.Славянск-на-Кубани, а оттуда с краевым центром г.Краснодаром.
Непосредственно в районе площади развита сеть грунтовых дорог различной проходимостью в осенне-весенний периоды.
В геоморфологическом отношении район работ относится к западной низменной части Прикубанской равнины, слабонакло¬ненной в сторону Азовского моря. Высотные отметки колеблется в пределах 0,4 - 1,5 м. Большая часть площади покрыта лимана¬ми и плавнями, сообщающимися между собой протоками, ериками и каналами.
?
2Геолого-физическая характеристика месторождения
2.1Геологическое строение месторождения
На Мечетском месторождении поисковые сейсмические исследования способом ОГТ проводились в 1990 годах трестом «Краснодарнефтегеофизика». По результатам работ по с. г. А III, приуроченному к кровле III горизонта понтического яруса, было выделено пять самостоятельных поднятий.
В 1989 году пробурена поисковая скважина № 1 Мечетская. Вскрытые коллекторы понтического яруса в скважине № 1 оказались непродуктивными.
В 1990 году поисковой скважиной № 2 открыто Мечетское месторождение. Скважина № 2 пробурена в сводовой части структуры, в результате бурения которой установлено наличие двух газовых залежей, приуроченных к I и II пластам понтического яруса.
В 1991 году в сводовых частях трех не разбуренных ранее структур пробурены три поисковые скважины № 4, 5, 6 Мечетские, вскрывшие коллектора понтического яруса в условиях водонасыщения [1].
В 1991, 1993 – 1995 годах выполнены детальные сейсмические исследования МОГТ-2D [3, 4, 5, 6]. Материалы интерпретации сейсмических исследований позволили уточнить геологические модели залежей Мечетского месторождения.
Всего в пределах месторождения было отработано 28 профилей общей протяженностью 160 пог. км. Плотность исследования сейсморазведкой 2D составила 3,29 км/км2.
В 1996 – 1997 годах пробурены разведочная скважина № 3 и эксплуатационная скважина № 7 Мечетские. В результате бурения и опробования скважин установлена промышленная газоносность отложений
I пласта понтического яруса. II пласт понтического яруса вскрыт в условиях водонасыщения по данным ГИС [1].
Непосредственно на Мечетском месторождении ООО «Газпром добыча Краснодар» пробурено восемь скважин, в том числе пять поисковых
(№ 1, 2, 4, 5, 6), одна разведочная (№ 3), одна эксплуатационная (№ 7), одна водозаборная (№ 056). Общий метраж бурения составил 10518,0 м, в том числе: поисковый – 7728,0 м, разведочный – 1390,0 м, эксплуатационный – 1400,0 м. Скважины № 1, 4, 5, 6 ликвидированы по геологическим причинам.
Также в 2000 году ОАО «НК «Роснефть» пробурена поисковая
скважина № 3 Терноватая глубиной 3100,0 м. При совместном опробовании
I и II пластов понтического яруса получен промышленный приток газа.
По состоянию на 01.01.2021 Мечетское месторождение хорошо изучено сейсмическим исследованиями, поисковым, разведочным и эксплуатационным бурением и в доразведке не нуждается.
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
В геологическом строении Мечетского месторождения принимают участие породы кайнозойского осадочного чехла. Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытого разреза составлена по результатам бурения, материалам ГИС и исследованиям керна.
Ниже приведена краткая характеристика разреза понтического яруса, к которому приурочены залежи месторождения.
Кайнозойская эратема KZ
Неогеновая система N
Миоценовый отдел N1
Понтический ярусN1p
Отложения понтического яруса залегают на породах мэотического яруса. Граница между ярусами отбивается по подошве понтического электрокаротажного реперного глинистого пласта, характерного для северо-западной части Западно-Кубанского прогиба.
Отложения понтического яруса вскрыты полностью в скважинах
№ 1, 2 Мечетских и в скважине № 3 Терноватой. Фаунистический материал по понтическому ярусу на Мечетском месторождении представителен по скважине № 3 Мечетская.
Отложения понта являются продуктивными. По литолого-фациальным характеристикам в разрезе понта выделяют две толщи: верхнюю – босфорский подъярус и нижнюю – новороссийский подъярус.
Подошвой новороссийского подъяруса, а вместе с ним и всего понтического горизонта, является пачка глин серых, уплотненных, слоистых, полосчатых, с прослоями мергелей, по подошве которой отбивается граница между понтом и мэотисом. Нижний (новороссийский) подъярус включает два (II и III) песчаных горизонта (по номенклатуре Анастасиевско-Троицкого месторождения) с прослоями глин, аргиллитов подчиненного значения и подошвенную глинистую пачку.
Песчаные горизонты (II и III) сложены песками, песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями глин. Песчаники светло-серые, кварцевые, рыхлые, средне- и слабосцементированные, мелко- и среднезернистые, хорошо отсортированные, с включениями глауконита, в различной степени глинистые, известковистые. Алевролиты серые с зеленоватым оттенком, кварцевые, тонкослоистые, средне- и крепко сцементированные. Глины серые до темно-серых, вязкие, известковистые, песчанистые, неслоистые. Аргиллиты серые, известковистые, тонкослоистые со светло-серыми алевритовыми слойками до 1,0 мм, иногда содержащими углистые включение и большое количество серицита, с остатками раковин. Фаунистически новороссийский подъярус охарактеризован на Фрунзенской, Мечетской, Приморско-Петровской площадях: PontocypriaquarianaLiv., Laxaconehapetatuschu., Paracypriaacronasuta и др.
Общая толщина новороссийского подъяруса составляет – 92,0 м (скважина № 1) и 96,0 м (скважина № 2).
Верхний (босфорский) подъярус – это однообразная толща глин,
темно-серых, часто с зеленоватым оттенком, неслоистых, в основной массе известковистых, песчанистых с тонкими редкими прослоями светло-серых мергелей, сидеритов, алевролитов и с многочисленными мелкими обломками раковин остракод и эмбриональных пелеципод. Верхний подъярус охарактеризован фаунистическими находками на Славянской,
Приморско-Петровской, Анастасиевско-Троицкой площадях. Глины содержат многочисленные мелкие обломки раковин остракод: Caspiella balkanika (Zal.), C.dorsiarenata (Zal.) и эмбриональных пелиципод: Dreissensia rostriformis Desh., Paradacna abichi R. Hoerness.
Общая толщина босфорского подъяруса изменяется от 127,0 м (скважина № 5) до 209,0 м (скважина № 6).
Общая толщина вскрытого понтического яруса изменяется от
340,0 (скважина № 7 Мечетская) до 584,0 м (скважина № 2 Мечетская)[1].
2.3 Тектоническое строение
Мечетское месторождение в тектоническом плане приурочено к западной части северного борта Западно-Кубанского передового прогиба (ЗКП). С севера ЗКП граничит с Тимашевской ступенью, на юге – с Мегантиклинорием Большого Кавказа. В восточной части он замыкается Адыгейским выступом, а на западе переходит в Индоло-Кубанский прогиб, являющийся продолжением ЗКП (рисунок 2.1).
Осадочный чехол в пределах северного борта ЗКП сложен породами от антропогенового до юрского возраста включительно. Его общая толщина изменяется от 4,5 – 5,0 км на северном борту ЗКП до 10,0 – 12,0 км в погруженной части прогиба. Весь комплекс осадочных пород на северном борту ЗКП, от четвертичных до юрских, характеризуется общим моноклинальным залеганием, с падением в южном и юго-западном направлении [3].?
Рисунок2.1 – Тектоническая схема района работ
?
Подстилающие осадочный чехол образования по аналогии с северными районами, представлены дислоцированными породами триаса, слагающими промежуточный (между осадочным чехлом и фундаментом) комплекс.
В разрезе осадочного чехла северного борта ЗКП выделяются три структурных этажа: нижний (юрский), средний (мел-эоценовый) и верхний (олигоцен-антропогеновый).
Нижний структурный этаж представлен сильно дислоцированными (углы падения до 90?) породами юры и триаса. Он является промежуточным между осадочным чехлом и фундаментом. Нижний и средний структурные этажи разделяются предмеловым перерывом в осадконакоплении, в результате которого меловые отложения с угловым несогласием ложатся на породы нижнего этажа.
Отложения среднего этажа слабо дислоцированы, залегают, в основном, моноклинально, погружаясь в пределах северного борта в южном направлении. Средний и верхний структурные этажи, в рассматриваемом районе, разделяются ингрессивным несогласием.
В пределах верхнего структурного этажа складчатость отмечается в понт-мэотических отложениях, а также в караган-чокракских отложениях.
Условия залегания отложений понтического и мэотического ярусов, образующих единый газоносный бассейн, аналогичный для довольно значительной территории, включающей в себя западную часть ТС и северо-западную часть ЗКП. Этот район характеризуется широким распространением бескорневых складок уплотнения. Они малоамплитудны, небольшие по запасам газа и в сейсмической записи, как правило, характеризуются аномалией типа «залежь».
На структурной карте кровли III горизонта понтических отложений отмечается общее моноклинальное погружение поверхности понтических отложений к юго-западу. Абсолютные отметки изменяются от минус 1320,0 м до минус 1370,0 м.
В пределах Мечетского месторождения поверхность III горизонта понтических отложений осложнена положительной структурой субмеридионального простирания. Поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку. Структуры выделяются по I и II пластам
N1p понтические.
Размеры поднятия по кровлеI пластаN1p понтические в пределах последней замкнутой изогипсы на а. о. минус 1320,0 м составляют
4,3 ? 3,5 км при амплитуде порядка 30,0 м. Размеры поднятия по кровле
II пласта N1p понтические в пределах последней замкнутой изогипсы на
а. о. минус 1370,0 м составляют 3,4 ? 3,6 км при амплитуде порядка 30,0 м.
Тектонических нарушений в понтических отложениях Мечетского месторождения не отмечено [3].
2.4 Газоносность месторождения
Мечетское месторождение находится в нефтегазоносном районе центральной части и северного борта Западно-Кубанской нефтегазоносной области Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции.
Продуктивным является миоценовый нефтегазоносный комплекс.
Верхний этаж газоносности – понтический и мэотический яруса, залегают без нарушений сплошности горных пород и каких-либо крупных стратиграфических и угловых несогласий. Ловушки приурочены к бескорневым складкам уплотнения. Газ метановый, без признаков конденсата.
Газовые месторождения, приуроченные к понтическим отложениям, выявлены на Мечетском, Мостовянском, Северо-Гривенском, Гривенском, Южно-Гривенском, Элитном, Северо-Чебургольском месторождениях
ООО «Газпром добыча Краснодар».
В результате бурения и испытания скважин на Мечетском месторождении установлена газоносность III горизонта понтических отложений. Согласно данным ГИС III понтический горизонт содержит два газоносных пласта (I, II пласты N1p понтические). Пласты имеют повсеместное распространение в пределах Мечетского месторождения.
Продуктивность I пласта N1p понтические доказана опробованием с получением промышленных притоков газа в скважинах № 2, 3, 7 Мечетских, № 3 Терноватой. Начальные дебиты газа изменялись от 26,0 тыс. м3/сут в скважине № 3 Мечетской до 30,0 тыс. м3/сут в скважине № 7 Мечетской на штуцере диаметром 4,0 мм.
Продуктивность II пласта N1p понтические доказана опробованием с получением промышленного притока газа в скважинах № 2 Мечетской,
№ 3 Терноватой. Начальный дебит газа в скважине № 2 Мечетской составил 74,0 тыс. м3/сут на штуцере диаметром 6,0 мм. Дебит газа в скважине
№ 3 Терноватой составлял 20,75 тыс. м3/сут на штуцере диаметром 3,0 мм.
I пласт N1p понтические
Общая толщина I пластаN1p понтические изменяется от 32,4 м (скважина № 6 Мечетская) до 49,6 м (скважина № 3 Мечетская).
По комплексу ГИС выделено от четырех (скважины № 2, 3 Мечетская и № 3 Терноватая) до пяти (скважина № 7 Мечетская) газонасыщенных пропластков толщиной от 0,6 м (скважина № 3 Мечетская) до 3,6 м (скважина № 7 Мечетская), разделенные глинистыми прослоями толщиной от 0,4 и 0,6 м (скважины № 7 и № 2, 3 Мечетские) до 5,8 м (скважина
№ 7 Мечетская).
ГВК залежи I пласта N1p понтические принят на а. о. минус 1309,0 м по данным ГИС в скважине № 2 Мечетская. Размеры залежи составляют
2,8 ? 2,25 км при высоте 19,0 м. Залежь газа характеризуется как массивная.
Газонасыщенная часть II пласта N1p понтические вскрыта только в скважинах № 2 Мечетской, № 3 Терноватой.
ГВК залежи II пласта N1p понтические принят на а. о. минус 1347,0 м по данным ГИС и результатам опробования скважин № 2 Мечетской и
№ 3 Терноватой. Размеры залежи составляют 1,35 ? 1,05 км, высота залежи 7,0 м. Залежь газа характеризуется как массивная.
Общая характеристика залежей Мечетского месторождения приведена в таблице 2.1.
Т а б л и ц а2.1 – Общая характеристика залежей Мечетского месторождения
Пласт Залежь Тип залежи Размеры залежи,
км ? км Площадь залежи,
тыс. м2 Абсолютная отметка /глубина залегания кровли (интервал изменения),
м Абсолютные отметки контактов (интервал изменения),
М Высота залежи,
м
I пласт N1p понтические Массивная 2,8 ? 2,25 3508 -1290,0 /
(-1290,0 – -1309,0) -1309,0 19,0
II пласт Массивная 1,35 ? 1,05 1100 -1340,4 /
(-1340,4 – -1347,0) -1347,0 7,0
Рисунок 2.2– Геологический профильный разрез по линии I – I
Рисунок 2.3 – Структурная карта по кровле коллекторов
I пласта N1p понтические
Рисунок 2.4 – Геологический профильный разрез по линии II – II
Ниже приведена краткая характеристика понтического и мэотического водоносных комплексов.
Понтический водоносный комплекс
Понтический водоносный комплекс связан с песчано-алевритовыми отложениями II и III горизонтов N1p понтические на глубинах от 1160,0 до 1470,0 м. Толщина коллекторов в этих горизонтах регионально изменяется в широких пределах: от полного замещения глинами до 130,0 м.
Водоупором между II и IIIгоризонтами N1p понтические являются глины, толщина которых составляет 5,0 – 40,0 м.
II горизонт N1p понтические опробован в скважине № 2 Гривенской, где получена пластовая вода хлоркальциевого типа с общей минерализацией 1818,3 мг-экв/л или 53 г/л при содержании хлора 32 г/л и микроэлементов брома 110,86 мг/л, бора 19,2 мг/л, йода 42,93 мг/л.
Характеристика залежей по результатам интерпретации ГИС представлена в таблице 2.2.
Т а б л и ц а2.2 – Характеристика залежей по результатам интерпретации ГИС Мечетского месторождения
Параметр I пласт
N1p понтические II пласт
N1p понтические
Общая толщина
количество скважин 7 3
минимальное значение, м 32,4 94,8
максимальное значение, м 49,6 127,6
среднее значение, м 41,9 115,3
Эффективная толщина
количество скважин 7 3
минимальное значение, м 18,0 31,5
максимальное значение, м 36,0 112,4
среднее значение, м 26,4 83,4
Эффективная нефтенасыщенная толщина
количество скважин
минимальное значение, м
максимальное значение, м
среднее значение, м
Эффективная газонасыщенная толщина
количество скважин 4 2
минимальное значение, м 5,4 6,8
максимальное значение, м 10,2 8,1
среднее значение, м 8,7 7,5
Коэффициент песчанистости
количество скважин 7 3
минимальное значение, доли ед. 0,503 0,609
максимальное значение, доли ед. 0,726 0,881
среднее значение, доли ед. 0,625 0,783
Коэффициент расчлененности
количество скважин 7 3
минимальное значение, ед. 7 7
максимальное значение, ед. 12 12
среднее значение, ед. 9,4 9,0
Коэффициент начальной нефтенасыщенности
количество скважин
минимальное значение, доли ед.
максимальное значение, доли ед.
Коэффициент начальной газонасыщенности
количество скважин 4 1
минимальное значение, доли ед. 0,65 0,88
максимальное значение, доли ед. 0,92 0,94
среднее значение, доли ед. 0,86 0,90
В южном направлении минерализация несколько уменьшается. Так, например, в скважине № 985 Славянская она составляет 42,31 г/л при содержании хлора 25,53 г/л и микроэлементов: брома 90,6 мг/л, бора
17,3 мг/л, йода 23,3 мг/л.
Комплекс характеризуется минерализованными пластовыми водами и отделен от вышележащих вод мощной пачкой глин верхнего понта и нижней части киммерия мощностью 345,0 – 420,0 м. Эти глины являются надежным водоупором, разделяющим принципиально различные водоносные комплексы – высокоминерализованный и пресноводный.
Мэотический водоносный комплекс
В разрезе мэотических отложений Мечетского месторождения выделяется четыре водоносных горизонта (IV, V, VI, VII), литологически представленных песками, песчаниками и алевролитами с довольно высокими коллекторскими свойствами на глубинах от 1450 –1980,0 м.
Мэотический водоносный комплекс по химическому составу вод аналогичен понтическому. Хорошо изученными являются воды IV горизонта, минерализация которых увеличивается с юга на север от 22 г/л на Анастасиевско-Троицком до 52 г/л на Фрунзенском месторождениях. Тип вод хлоркальциевый при содержании брома 74,5 мг/л, бора 17,3 мг/л, йода
60,7 мг/л.
Водоразделом являются нижне-понтические – верхне-мэотические глины общей толщиной 125,0 м.
Свойства и химический состав пластовых вод Мечетского месторождения представлены в таблице 2.3 по аналогии с составом воды в скважине № 2 Гривенской.
2.5 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
На Мечетском месторождении в период с 1992 по 2000 годы выполнены промыслово-геофизические исследования в восьми скважинах
(№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 Мечетские, № 3 Терноватая).В скважине № 3 Терноватой ОАО «НК «Роснефть», вскрывшей понтические отложения в условиях углеводородонасыщения, полный комплекс ГИС не выполнялся, так как целевым горизонтом являлись чокракские отложения.
Полученная информация по скважине № 3 Терноватой дополнила петрофизическое представление о продуктивном коллекторе (табл.2.3).
Т а б л и ц а2.3 – Свойства и химический состав пластовых вод. Мечетское месторождение
Параметр Среднее значение
Газосодержание, м3/м3
Плотность воды, кг/м3
- в стандартных условиях 1039
- в условиях пласта
Вязкость в условиях пласта, мПа·с 0,53
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4 0,862
Объемный коэффициент, доли ед.
Химический состав вод мг/л мг-экв/л
Na+ + K+ 18371,48 798,8
Ca+2 1288,97 64,32
Mg+2 500,33 46,08
Cl - 31961,72 901,6
HCO3- 402,6 6,6
CO3-2 не обнаружено
SO4-2 46,08
NH4 + 193,6
Br - 110,86
I- 42,93
В +3 19,2
Li +
Sr +2
Rb +
Cs +
Общая минерализация, г/л 53
Водородный показатель, рН
Химический тип воды, преимущественный
(по В.А. Сулину) хлориднокальциевый
Количество исследованных проб (скважин) 1 (1)
В целом скважинами вскрыт разрез от мэотиса до антропогена включительно. Продуктивными являются понтические отложения верхнего миоцена, представленные песчаниками, алевролитами и глинами.
В масштабе глубин 1: 500 проведены следующие исследования:
ПС, стандартный каротаж зондами A2,0M0,5N и N11,0M0,5A, кавернометрия и профилеметрия, боковой каротаж, термометрия, акустический контроль качества цементирования. Более подробно исследования описаны в
работе [10].
Детальные исследования (масштаб глубин 1: 200) включали следующие виды работ: ПС, боковое каротажное зондирование шестью зондами, боковой микрокаротаж, боковой каротаж, кавернометрию, индукционный каротаж, акустический каротаж по скорости, резистивиметрию, инклинометрию, гамма-гамма плотностной каротаж, термометрию. Замеры нейтрон-нейтронным и гамма – гамма-плотностным методами выполнены только в скважине № 7.
Полученная геофизическая информация и объем выполненных геофизических исследований в совокупности с геолого-промысловыми данными позволило решить следующие задачи:
1 Выделить коллекторы в скважинах, определить их эффективные толщины;
2 Определить глинистость пластов;
3 Определить пористость пластов-коллекторов;
4Оценить характер насыщения коллекторов и определить коэффициент газонасыщенности.
2.6 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и покрышек
На Мечетском месторождении продуктивные отложения охарактеризованы керном в скважинах № 3, 4, 6 Мечетских. Керн вынесен только из интервалов залегания I пласта N1p понтические. Суммарная проходка с отбором керна составила 56,0 м, вынесено на поверхность 26,8 м или 47,9 %.
Песчано-алевролитовый материал поднят из скважин № 3, 6 Мечетских. Вынос песчано-алевролитовых разностей составил 15,4 м или
57,5 %.
Газонасыщенная часть I пласта N1p понтические охарактеризована керном только в скважине № 3. Общая проходка составила 15,0 м, вынос керна 10,0 м или 66,7 %, от проходки.
В строении принимают участие песок, песчаники, алевролиты и глины.
Песок зеленовато-серый, кварцевый, мелкозернистый, слабосцементированный.
Песчаники серого цвета, мелкозернистые, глинистые (Кгл до 12,3 %), слабосцементированные, неизвестковистые (Са = 1,6 %), с мм прослойками глинистого вещества.
Алевролиты светло-серого и зеленоватого цвета, глинистые и слабосцементированные. Глина от темно-зеленого до черного цвета, слоистые, алевритистые, слабоизвестковистые (Са = 5,3 %).
Покрышками для газонасыщенных коллекторов III горизонта
N1p понтические являются глины темно-серые, алевритистые, слабоизвестковистые, слоистые. Содержание карбонатного материала в глинистых породах колеблется от 3,5 до 18,1 %.
На Мечетском месторождении выделение эффективных толщин проводилось по данным ГИС.
По I пласту N1р понтические эффективная толщина изменяется от
18,0 м (скважина № 4 Мечетская) до 36,0 м (скважина № 3 Мечетская). Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 5,4 м (скважина
№ 3 Мечетская) до 10,2 м (скважины № 3 Терноватая). Количество газонасыщенных пропластков изменяется от четырех до пяти.
По II пласту N1р понтические эффективная толщина изменяется
от 31,5 м (скважина № 7 Мечетская) до 112,4 м (скважина № 3 Терноватая). Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 6,8 м (скважина
№ 2 Мечетская) до 8,1 м (скважина № 3 Терноватая). Количество газонасыщенных пропластков изменяется от одного до двух.
Карты эффективных газонасыщенных толщин представлены на рисунке 2.5.
Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на Мечетском месторождении определялись по керну (только для I пласта N1р понтические), ГИС и ГДИ. Во II пласте N1р понтические керн не отбирался.
По керну в скважине № 3 Мечетская коэффициент пористости (Кп) коллекторов определялся для I пласта N1р понтические.
Кп по керну изменяется от 0,27 до 0,34 доли ед. при среднеарифметическом значении из пяти определений – 0,28 доли ед. Вынос керна составил 10,0 м или 66,7 %, от проходки.
По ГИС коэффициент пористости коллекторов определялся по результатам обработки данных ГИС, выполненных в скважинах № 2, 3, 7 Мечетских и № 3 Терноватой.
Для I пласта N1р понтические Кп по ГИС изменяется в пределах
от 0,26 до 0,30 доли ед. при среднеарифметическом значении из
17 определений – 0,28 доли ед.
Для II пласта N1р понтические Кп по ГИС изменяется в пределах
от 0,28 до 0,33 доли ед. при среднеарифметическом значении из семи определений – 0,30 доли ед.
Для проектирования приняты следующие значения Кп по ГИС:
I пласт N1р понтические – 0,28 доли ед.;
II пласт N1р понтические – 0,30 доли ед.
Проницаемость газонасыщенных коллекторов на месторождении определялась на керновом материале лабораторными методами и рассчитывалась по данным газодинамических исследований скважин.
Согласно лабораторным исследованиям керна проницаемость коллекторов I пласта N1р понтические равна 0,668 мкм2.
Рисунок 2.5 – Карты эффективных газонасыщенных толщин коллекторов Мечетского месторождения
По данным ГДИ проницаемость коллекторов N1р понтические составила:
– 0,886 мкм2 для I пласта N1р понтические;
– 0,856 мкм2 для II пласта N1р понтические.
Указанные значения по данным ГДИ приняты для проектирования.
Коэффициент газонасыщенности (Кг) коллекторов определялся по комплексу ГИС.
Для проектирования приняты следующие значения Кг:
I пласт N1р понтические – 0,86 доли ед.;
II пласт N1р понтические – 0,90 доли ед.
