2.2. Тектоника.

Песчано-Уметское поднятие в современном тектоническом плане расположено на Елшано-Сергиевском валу, приуроченному к структуре высшего порядка – Рязано-Саратовскому прогибу.

В структурном плане Песчано-Уметская структура представляет собой брахиантиклинальную складку, простирающуюся в субширотном направлении. Северное, северо-западное крыло пологое, южное, юго-восточное крутое, осложненное взбросовым тектоническим нарушением, амплитудой около 50 м, поверхность которого пересекается скважиной 33 на уровне карбонатного девона. Перепад высот по соседним скважинам, находящимся на разных блоках, достигает 300 м. По кровле тульских отложений размер структуры в пределах контура нефтегазоносности 6,9 км х 2,7км.

2.3. Коллекторские свойства пластов.

2.3.1. Пористость.

По результатам определений коэффициента пористости по ГИС в скважинах для продуктивных пластов тульского, бобриковского и кизеловско-черепетского горизонтов были рассчитаны средневзвешенные по толщине значения пористости коллекторов.

Пористость песчаных коллекторов тульского горизонта, по результатам ГИС изменяется в пределах 12,6 - 28,8%, средневзвешенное значение пористости составляет 20%.

Для подсчета запасов газа и проведения расчётов эксплуатации ПХГ величина пористости по тульскому горизонту была принятой равной 20%, на основании построенной карты пористости по результатам геофизических исследований и определения средневзвешенного значения.

Пористость коллекторов бобриковского горизонта определялась по геофизическим данным и по керну.

Принятая при первоначальном подсчете запасов (1948г.) средневзвешенная по толщине пористость в 18,5% по результатам исследования керна, оказалась заниженной за счёт того, что при определении её величины были учтены, образцы песчаников и алевролитов со значениями в 6,4-8,7%, фактически не являющиеся коллекторами газа и нефти.

По геофизическим данным пористость коллекторов изменяется в пределах 12,6-25,1% (средняя величина 20%).

Для подсчета запасов газа и проведения расчетов эксплуатации ПХГ пористость по бобриковскому горизонту, была принятой равной 20% на основании определения средневзвешенного значения по результатам геофизических исследований.

Кизеловский горизонт. Пористость, определенная по геофизическим исследованиям, колеблется от 5 до 15%, средневзвешенное значение составляет 9,8%. По керновому материалу средне взвешенное значение пористости по толщине коллекторов составляет 9,37%.

Для подсчета запасов и проведения расчётов эксплуатации ПХГ величина пористости кизеловского горизонта была принятой 10% .

В результате проведения ГИС во вновь пробуренных скважинах газохранилища были получены дополнительные значения пористости, анализ которых, в целом, подтверждают правильность принятых коэффициентов пористости по горизонтам.

2.3.2. Проницаемость.

Для определения проницаемости по Песчано-Уметскому ПХГ проводились лабораторные исследования керна и промысловые исследования скважин.

По тульскому горизонту проницаемость составляет от 0,171 до 4,16 дарси.

Среднее значение проницаемости 1,985 дарси. Среднее значение проницаемости, рассчитанные по данным промысловых исследований скважин 1,345 дарси.

По данным анализа кернового материала по бобриковско кизеловскому горизонту проницаемость песчаников колеблется от 0,216 до 7,94 дарси.

Такой широкий диапазон изменения параметров объясняется различной степенью глинистости и плотности песчаников бобриковского горизонта.

Алевролиты и сильно глинистые плотные песчаники, характеризуются невысокой пористостью от 5–6 до 10% и очень низкой проницаемостью и практически не являются коллекторами.

Проницаемость карбонатных коллекторов кизеловского горизонта по анализам кернового материала, изменяется от 0,1 до 0,5 дарси.