1.5 Параметры продуктивных пластов по керну и гис

За предельные значения приняты следующие величины: пористость – 20 %, водонасыщенность – 70 %, проницаемость – 1х 10^-15 м².

По I_1|2 пласту значение пористости определено по данным ГИС. К подсчету запасов была принята величина коэффициента пористости (К_п), равная 0,24. Газонасыщенность этого пласта в среднем составила по данным ГИС 51,3 %. Определений проницаемости по I_1|2 пласту не приводилось.

По I_1|2 пласту пористость определялась по керновому материалу и по ГИС. К подсчету запасов была принята величина пористости, полученная по керновому материалу как наиболее достоверная, которая составила 27,2 % (К_п = 0,27). Газонасыщенность этого пласта так же была принята по результатам анализа керна и равна 51,3 %. Проницаемость характеризуется величинами от 1 до 260,5х10^-15 м². Средняя величина по 148 определениям составила 33,1 х 10^‑15 м².

По I_3|2 пласту определение пористости по керновому материалу не проводилось. По данным ГИС средневзвешенное значение пористости составило 21 %. Газонасыщенность так же определена по материалам геофизических исследований и к подсчету запасов была принята равной 31,7 %.

I₃ пласт керновым материалом охарактеризован слабо, поэтому значения пористости и газонасыщенности приняты по данным геофизических исследований, равны соответственно 22,1 и 35,1 %.Проницаемость изменяется от 1,7 до 29,6 х10^-15м². Средняя величина по пяти определениям составляет 12,1 х 10^-15 м².

Пласт и также слабо охарактеризован керновым материалом, поэтому подсчетные величины пористости и газонасыщенности определены как средневзвешенные величины по материалам ГИС. Были приняты следующие значения: коэффициент по­ристости – 0,266; коэффициент газонасыщенности – 0,53.

1.6 Толщины продуктивных пластов

По пласту I₂ величина общей толщины изменяется от 1,0 м (скважина № 132) до 8,4 м (скважина № 140). Величина эффективной газонасыщенной толщины максимальное значение имеет в скважине № 140 – 8,4 м. Средневзвешенная величина эффективной газонасыщенной толщины составляет 3,5 м.

Общая толщина I₂ пласта изменяется в пределах от 4,0 м (скважина № 223) до 37,4 м (скважина № 41). К подсчету запасов газа была принята средневзвешенная величина эффективной газонасыщенной толщины, равная 17,22 м.

Общая толщина I₂ пласта имеет значения от 2,0 (скважина № 145) до 9,0 м (скважина № 104). Максимальное значение эффективной газонасыщенной толщины отмечается в скважине № 104 – 9,0 м. К подсчету запасов газа была принята средневзвешенная величина эффективной газонасыщенной толщины 5,44 м.

Пласт Iз характеризуется величиной эффективной толщины от 4,0 м (скважина № 25) до 19,0 м (скважина № 203). Изменение толщины происходит за счет уменьше­ния количества проницаемых пропластков к северу. К подсчету запасов газа была принята средневзвешенная величина эффективной газонасыщенной толщины, равная 6,91 м.

Величина эффективной толщины по I₄ пласту изменяется в пределах от 1,0 м (скважина № 37) до 9,6 м (скважина № 156). При подсчете запасов газа была принята средневзвешенная величина эффективной газонасыщенной толщины, равная 4,7 м. Принятые значения эффективных газонасыщенных толщин по пластам приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Принятые значения эффективных газонасыщенных толщин по продуктивным пластам нижнего мела

Пласт	Средневзвешенное по площади значение эффективной газонасыщенной толщины, рекомендуемое к проектированию
	3,5
	17,22
	5,44
	6,91
	4,7

Коэффициент песчанистости показывает среднее число проницаемых прослоев, слагающих пласт. Для пласта I_1|2 коэффициент равен 1,06; для пласта I_2|2 – 2,03; для пласта I_3|2 – 1,0; для пласта I₃- 2,6; для пласта I ₄ – 2,0.

Коэффициент песчанистости характеризует прерывистость распространения пластов по площади, их литологическую связанность по разрезу.

Таблица 1.2 – Характеристика фонда скважин Мирненского газоконденсатного месторождения ( нижний мел). Пласт

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено эксплуатационных	52
	Переведены из разведочных	1
	Переведены из других объектов	3
	Ликвидировано после бурения	1
	Всего эксплуатировалось	55
	В том числе по сост. На 01.07.2010 действующие	-
	Бездействующие	-
	В ожидании ликвидации	7
	Ликвидированные	19
	Переведены на другие объекты	26
	Переведены в верхний майкоп	8
	В том числе: На пласт	11
	На пласт	4
	На пласт	4
	На верхний майкоп	7
	Переведены в наблюдательные	3
Фонд наблюдательных скважин	Наблюдательные	3 (скв. 112,125, 133,)

Таблица 1.3 – Характеристика фонда скважин Мирненского газоконденсатного месторождения ( нижний мел)

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено эксплуатационных	113
	Переведены из разведочных	5
	Ликвидировано после бурения	2
	Всего эксплуатировалось	116
	В том числе по сост. на 01.07.2010 действующие	13
	Бездействующие	4
	В ожидании ликвидации	18
	Ликвидированные	66
	Переведены в наблюдательные	7
	Переведены в верхний майкоп	8
Фонд наблюдательных скважин	Наблюдательные	(скв. 37,38, 107, 112, 125, 133, 156)