Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

дебитными являлись крыльевые скв. 92 (рабочий дебит 160 тыс.

/сут)

скв.

93 (рабочий дебит 100 тыс. м

/сут). Рабочий дебит газа самой восточ-

ной

крыльевой скв. 91 равнялся 100 тыс.

/сут.

Такое изменение продуктивности скважин характерно для всей газо-

конденсатной

залежи в целом и определяется ухудшением коллекторских

свойств продуктивного разреза в сторону восточного крыла и перикли-

нальных замыканий структуры.

По

распределению текущего пластового давления в залежи (карта изо-

бар составлена на

01.07.83)

скважины участка имели следующие характери-

стики:

в контуре изобар 10 и 11 МПа находились скв. 104, 105, 106, 38, 103;

между

изобарами 11 и 12,3 МПа — скв. 159, 92, 93, 91. Практически все

скважины

характеризовались близкими значениями пластового давления,

среднее значение которого равнялось 10,3 МПа.

Исходя из распределения поровых коллекторов в продуктивном раз-

резе, газоотдающих интервалов, пластового давления, а также учитывая

вскрытие скважинами на полную мощность I —IV литолого-коллекторских

пачек, можно сделать вывод, что объектом закачки широкой фракции лег-

ких углеводородов могли быть III и IV пачки.

маю 1987 г. на опытном участке был выполнен большой объем под-

готовительных работ. Геофизические исследования позволили определить

коррелирующие газоотдающие интервалы для скв. 38, 103, 256, 257. Это два

интервала в московских отложениях (от

2774

до

2899

м) и один интервал в

протвинских отложениях (от

2924

до

3006

м). Объем пор опытного участка,

ограниченного на структурной карте окружностью радиусом 285 м вокруг

скв.

103 (среднее расстояние

между

нагнетательной и добывающими сква-

жинами),

составляет около 1,5 • 10

(рис. 5.8). Оторочка растворителя

3000-

2900-

2800-

2700-

Рис. 5.8. План

расположения

скважин

опытного

участка.

Скважины: 1 — нагнетательная, 2 — контрольно-эксплуатационные; контуры опытного уча-

стка: 3 — внешний, 4 — внутренний, 5 — изогипсы по подошве кунгурского

яруса

511

минимального размера, создание которой и последующее продавливание

сухим

газом позволили бы зафиксировать на добывающих скважинах фи-

зический

эффект от воздействия, должна была составить 3

—

4 % газона-

сыщенного объема пор опытного участка. Для ее создания необходимо

было подать в пласт около 25 тыс. т ШФЛУ.

Закачка

ШФЛУ в нагнетательную скв. 103 была начата в мае 1987 г. и

велась следующим образом (рис. 5.9).

ШФЛУ

по первой нитке конденсатопровода Вуктыл

—

Ухта

и межпро-

мысловому метанолопроводу поступала с Сосногорского ГПЗ на УКПГ-1 в

разделительные емкости первого блока, где отделялась от пачек газа, ис-

пользовавшегося для поршневания ШФЛУ по трассе конденсатопровода.

Из

разделительных емкостей через

узел

замера ШФЛУ подавалась в шлейф

скв.

103. Закачку вели с перерывами и закончили в январе 1988 г. Согласно

программе работ, в скв. 103 всего было закачано 25,8 тыс. т ШФЛУ.

Подача отсепарированного газа для продвижения оторочки, начатая в

марте 1988 г., осуществлялась с помощью компрессора 10 ГКН со средним

темпом 160— 180 тыс.

/сут.

По состоянию на

01.07.89

было закачано око-

ло 45 млн. м

газа из 75 млн. м

, предусмотренных программой экспери-

мента и составляющих в условиях пласта приблизительно один поровый

объем опытного участка.

Обогащенный

газ в скб.

88 66 101 153 18 63 / 184 38 12 187 103 2tt 86 38 257 107 SS

Рис.

5.О.

Технологическая

схема

закачки ШФЛУ и

газа

сепарации

на УКПГ-1:

/ — запорная арматура; 2 — замерная диафрагма; 3 — обратный клапан; 4 — расходомер

"Турбоквант"; 5 — разделительная емкость; б — линия подачи ШФЛУ; 7 — линия подачи газа

сепарации;

8 — номер технологической линии (скважины)

512

Геофизические исследования в процессе закачки ШФЛУ и газа пока-

зали,

что профиль приемистости скважины по

газу

несколько отличается

от приемистости по ШФЛУ: газ более интенсивно поступал в нижние ин-

тервалы

(IV—V

пачки), в то время как ШФЛУ в большей степени была по-

глощена вышележащими московскими отложениями (III пачка). В период

закачки

контролировали давление на головке нагнетательной скважины, на

устье

добывающих скважин, дебиты добывающих скважин по

газу

и кон-

денсату, физико-химические свойства добываемого конденсата, содержа-

ние

фракции С

—С

в продукции и

другие

необходимые параметры.

Начиная

с декабря 1987 г., т.е. в период наиболее интенсивной закачки

ШФЛУ, в продукции скв. 38 и 256, расположенных соответственно в 225 и

175 м от нагнетательной скв. 103, отмечается влияние воздействия на пласт.

Первое увеличение выхода конденсата в скв. 256 (от 43 г/м

исходного

значения

до 65 г/м

), пик которого приходится на конец января 1988 г.,

сопровождалось повышением плотности, молекулярной массы, утяжелени-

ем фракционного состава. На связь этого процесса с закачкой ШФЛУ од-

нозначно

указывало повышение содержания пропан-бутановой фракции в

добываемом газе.

Второй вал конденсата наблюдался с первых чисел апреля 1988 г., т.е.

спустя две недели после начала закачки газа в скв. 103 для продвижения

оторочки.

В этот период, который продолжался до конца мая, повышение

выхода конденсата было несколько меньшим (до 54 г/м

), но конденсат

поступал более тяжелым по своему составу. Суммарная молярная доля

фракции

—С

увеличивалась до 8,3 %. Аналогичные изменения наблюда-

лись и в скв. 38.

В скв. 257, несмотря на волнообразный характер динамики выхода

конденсата, в какой-то мере коррелирующий с изменениями на скв. 38 и

256, однозначной реакции на закачку ШФЛУ не наблюдалось.

Волнообразный характер изменения выхода конденсата объяснялся

низкой

продуктивностью этой скважины (периодическим накоплением и

выбросом конденсата из призабойной зоны и ствола скважины). Отмечен

факт

самоглушения этой скважины.

По

скважинам внешнего контура опытного участка (скв. 104, 105, 106,

92) изменений в составе продукции отмечено не было, поскольку объем

закачанных агентов недостаточен по масштабам участка, определяемого

"внешним"

контуром. Кроме периферийной скв. 92, конденсат которой

принял

желтоватый оттенок, что, видимо, не было связано с закачкой

ШФЛУ, остальные скважины имели состав пластового газа, соответствую-

щий

термобарическим условиям пласта.

На

рис. 5.10 представлена динамика параметров продукции скв. 38 и

256 в процессе вытеснения пластовой смеси оторочкой ШФЛУ, проталки-

ваемой

сухим

газом (содержание конденсата (д), его плотность (pj, содер-

жание пропан-бутановой фракции (X С

— С

), отношение содержания ме-

тана к содержанию этана

(С,/С

относительный объем закачанных аген-

тов (V

)).

По

результатам эксперимента были сделаны следующие выводы.

Появление

первых признаков ШФЛУ в области отбора отмечается уже

после закачки 0,04 от величины порового объема зоны (У

), т.е. прорыв

растворителя произошел по наиболее проницаемому пропластку, причем с

учетом

опережающего продвижения по кратчайшим линиям тока его тол-

щина

составляет около 1 м.

513

r/cM

ZC3-C4,

% (молярная доля)

С,/С

1,5

Рис.

5.10. Динамика основных параметров

продукции

скв. 256 (сплошная линия) и скв. 38

(пунктирная линия) как функция относительного объема закачанного агента

Подход смеси растворителя с вытесненным конденсатом из-за пере-

рыва в закачке наблюдается в две стадии: первая — при закачке ШФЛУ в

объеме (0,08 — 0,1) V

, вторая — при последующей подаче газа в объеме

(0,3 —0,6) V

. По всей видимости, полуторамесячный перерыв между

окон-

чанием закачки ШФЛУ и началом закачки газа в условиях продолжающе-

гося отбора способствовал расформированию образовавшегося в пласте

вала из смеси растворителя с конденсатом.

Очевидно, что при прокачке

0,6У

флюида в некоторой части порово-

го объема зоны процесс вытеснения в основном завершился, о чем свиде-

тельствует достаточно резкий спад содержания конденсата и пропан-

бутановых компонентов при одновременном увеличении метан-этанового

соотношения,

что характеризует подход фронта закачиваемого газа.

514

Для дальнейших рассуждений необходимо сделать предварительные

замечания.

1. Опережающий прорыв газа происходил в верхней части москов-

ских отложений, что подтверждено глубинными измерениями в

ходе

спе-

циально

организованной форсированной закачки.

2. Значение коэффициента Джоуля — Томсона (рассчитанного по вы-

сокоточной

термометрии в скв. 256) показывало, что из интервалов, рас-

положенных в верхней части московских отложений (I) и в башкирских

отложениях

(III),

после прорыва газа наблюдалось поступление однофазной

газовой смеси. Интервалы II и IV, напротив, характеризовались притоком

двухфазной газожидкостной смеси, причем их относительный дебит суще-

ственно ниже, чем газоотдача из интервалов I и III.

3. Глубинными измерениями в нагнетательной скв. 103 через двое су-

ток

после прекращения форсированной закачки были установлены пере-

токи

газа из интервалов II и IV в интервалы I и III, т.е. продвижение газа

по

интервалам II и IV затруднено находящейся в них жидкой фазой

(ШФЛУ

и конденсат).

Приведенные

замечания свидетельствуют о том, что при прокачке

0,6V,,

флюида процесс вытеснения произошел только по интервалам I и III,

суммарный поровый объем которых в зоне воздействия близок к

О.бУд.

На

момент закачки

0,6V

флюида из скв. 256 и 38 дополнительно до-

быто 671 т конденсата и 4145 т пропан-бутановой фракции.

Отсюда минимальное значение коэффициента извлечения конденсата

(при

текущей плотности сырого конденсата в пластовых условиях 680

кг/м

) составляет

1ОГ

5310

учетом

того, что около 6 % от количества добытой пропан-

бутановой фракции приходится на дополнительный конденсат, а в составе

закачанного ШФЛУ содержалось в среднем 92 % этих компонентов и

плотность ШФЛУ составила 553 кг/м

, текущий коэффициент возврата

растворителя

0,96.

7970

0,553-0,92

Таким

образом, воздействие на пласт растворителем проявилось как

динамический

процесс, наиболее четко наблюдавшийся при добыче про-

дукции опытного полигона в периоды сначала интенсивного нагнетания

ШФЛУ, а затем начала закачки продавливающего газа. Всего за эти два пе-

риода и в "смазанном" виде позднее было дополнительно извлечено из

пласта около 1 тыс. т стабильного конденсата

(С

Суммарное дополни-

тельное поступление пропан-бутановой фракции по добывающим скважи-

нам

38 и 256 составило около 5 тыс. т.

Разработка

газоконденсатной

залежи

нагнетанием

неравновесного

газа

В разделе 2.5 были изложены научные основы метода разработки исто-

щенного

газоконденсатного месторождения путем нагнетания газа,

сугубо

неравновесного по отношению к двухфазной пластовой смеси.

Автор

и его коллеги, опираясь на созданные научные основы, разра-

ботали технологию повышения углеводородоотдачи истощенного место-

рождения газоконденсатного типа.

В 1989 г. на заседании Центральной комиссии по разработке ОАО

(тогда — Государственного газового концерна) "Газпром" было принято

решение о проведении на Вуктыле широкомасштабных опытных работ с

целью апробации предложенных ВНИИГАЗом методов повышения

эффек-

тивности разработки истощенных газоконденсатных месторождений

(проект "Конденсат-2").

5.3.1

Геолого-промысловая

характеристика

опытного

участка

Для испытания в промысловых условиях технологии вытеснения пластовой

смеси

сухим

газом при низких пластовых давлениях р < р

мк

специалистами

ВНИИГАЗа

и предприятия "Севергазпром" при участии автора был выбран

полигон

в районе скважин

195—129

Вуктыльского

НГКМ.

Этот полигон

занимает часть южного погружения (периклинали) северного купола в пре-

делах

площади, ограниченной скв. 7, 129, 130, 133, 254,

131/150,

128, 127, в

центре которой располагаются скв. 158, 195, 151 (табл. 5.3). Площадь опыт-

ного участка на структурной основе (карте по кровле артинского яруса

нижнепермских отложений) располагается

между

изогипсами минус 2100 м

(скв.

129) и минус

2700

м (скв. 128) в присводовой части и на восточном

крыле структуры. Породы здесь залегают под

углом

24°, а гипсометричес-

кий

перепад маркирующей поверхности составляет 600 м. В южном на-

правлении

поверхность погружается более плавно и на участке от скв. 129

до скв. 133 и 254 имеет

угол

наклона до 9°, гипсометрический перепад

400 м (рис.

5.11).

Толщина

и стратиграфический объем продуктивного разреза, вскры-

того скважинами в пределах опытного участка, контролируются гипсомет-

рическим

положением структурной поверхности продуктивных отложений

плоскостью газоводяного или газонефтяного контакта (ГВК, ГНК). На

участке продуктивный разрез вскрыт от бобриковских до кунгурских от-

ложений.

По

литологическим и петрофизическим свойствам и характеру рас-

пределения коллекторов вскрытая газонасыщенная толща подразделяется

на

литолого-стратиграфические продуктивные горизонты, объединяющие

от одной до нескольких стратиграфических единиц разреза. В пределах

516

Таблица

5.3

Геолого-промысловая и фильтрационно-емкостная характеристика скважин

опытного

участка

Но-

мер

сква-

жины

127

128

129

133

150

151

158

195

•

Интервал

перфора-

ции

фильт-

ра, откры-

того

ство-

ла,

2916-3018

3022-3030

3052-3068

3124-3140

3168-3215

2573-2900,5

(открытый

ствол)

3000-3040

3055-3065

3090-3190

3200-3230

3275-3282

3290-3320

2505-2535

2580-2730

2780-2840

2840,6-2851

2800-2898

2905-3001

3108-3136

3144-3160

3280-3330

2810-2930

3000-3040

3095-3175

2800-2830

2850-2960

3030-3140

3314-3336

2954-3071

3104-3200

Пер-

фори-

рован-

ная

толщи-

на,

189

327,5

217

250,4

194

240

272

213

Возраст

пород

Тектони-

ческое

на-

рушение

P,as-C,vn

P,s-C,pr

P,as-C,vn

m-C,pr

b-C,vn

—

,vn

m-C

b-C,min

Незначительная

газоотдача, в

подсчет

Параметры

коллек-

торских

свойств

интервале

перфорации

88,8

—

64,3

81,4

96,8

134,5

58,6

66,1

—

7,8

10,0

9,5

9,6

8,4

9,5

не

включена.

—

0,5

1,8

—

1,36

1,4

0,72

1,35

Работаю-

щий

ин-

тервал,

2940-2948

2963-2970

3129-3142

3168-3197

—

3089-3100

3218-3224

—

2846-2858

2872-2907

3000-3007

2800-2825

2850-2913

(3029-3100)"

—

Тол-

щина

рабо-

таю-

щего

интер-

вала,

—

Параметры коллек-

торских свойств

по-

род

работающих

интервалах

зф.

—

3,5

—

35,3

33,4

—

т.

—

8,3

—

10,7

8,5

—

10"

—

0,68

—

2,5

0,78

—

Дата

прове-

дения

ГИС

07-

21.01.87

—

20-

23.03.81

02-

03.12.83

24.03.82

Дебит

на

01.01.89,

т-м

/сут

312

331

564

410

206

257

218

Рис. 5.11.

Структурная

карта

опытного

участка

УКПГ-8:

1 — линия регионального надвига; 2 — эксплуатационные скважины; 3 — граница опытного

участка; 4 — нагнетательные скважины; 5 — изогипсы подошвы кунгурского яруса нижней

перми

рассматриваемого участка их вскрыто шесть. Эти горизонты по результа-

там исследований В.И. Сливкова, В.А. Лещенко, Н.А. Рулева имеют

следу-

ющую литологическую характеристику.

Отложения артинского и сакмарского ярусов нижней перми (пачка I)

средней толщиной 246 м представлены темно-серыми плотными, в разной

степени окремненными и сильно перекристаллизованными разноглинис-

тыми до мергелей и

даже

аргиллитов органогенно-обломочными и органо-

генными известняками, и только в верхней части — мергелями и аргилли-

тами. Книзу окремнение уменьшается, появляются слабая доломитизация и

участками микрокавернозность. Все породы имеют хорошо развитую мик-

ротрещиноватость. Заметное увеличение

густоты

микротрещин наблюдает-

ся

в сводовых частях структуры и на ее западном крыле. На долю тре-

щинно-поровых коллекторов приходится 5 % толщины горизонта. Коллек-

торы залегают крайне неравномерно в виде тонких прослоев и линз. По

данным геофизических исследований скважин (ГИС) почти весь разрез

рассматриваемой толщи характеризуется крайне слабой расчлененностью

высокими сопротивлениями до

5000

Ом

•

м и выше.

Коллекторы продуктивной толщи относятся к сложным, имеют, как

правило, вторичную пористость, по характеру пустотного пространства

являются смешанными и имеют межзерновую, трещинную и каверновую

пористость. Поровые и мелкокавернозные участки приурочены в основ-

ном

к доломитам и доломитизированным известнякам.

В разрезе продуктивной толщи В.И. Сливковым, В.А. Лещенко,

Н.А. Рулевым в соответствии с подходом А.А. Ханина установлены три

группы коллекторов:

1-я группа — тонкопорово-микрокаверново-трещинные,

= 0,1 -3 %; к = 10~

- 9

•

10~

;

2-я группа — порово-микрокаверново-трещинные,

= 3-6 %; к = 5

•

10~

- 8,5

•

10~

;

518

3-я группа — трещинно-микрокаверново-поровые,

> 6 %; к = 1,1 • 1(Г

- 4,5 • 1(Г

По

данным разработки и профилям притока установлено, что основ-

ную емкость газоконденсатного резервуара залежи составляют коллекторы

третьей группы \т > 6 %), т.е. трещинно-поровые. Поэтому для опытного

участка

характеристика емкостных и фильтрационных свойств коллекто-

ров,

особенности их распределения в продуктивном разрезе даются по 3-й

группе [т > 6 %) коллекторов. Рассматриваются и приводятся ФЕС пород-

коллекторов в стратиграфической последовательности снизу

вверх

от VI до

горизонта (C,bb - C,mh — Р,а + С

). Продуктивный разрез в

пределах

участка

под закачку газа начинается терригенными отложениями бобри-

ковского горизонта нижнего карбона (пачка VI); максимальная вскрытая

толщина их 197 м (скв. 254), из которых газонасыщенного коллектора

лишь

6,4 м (скв. 195). В скв. 254 все эффективные толщины приходятся на

нефтенасыщенную часть разреза. Пористость в продуктивной части со-

ставляет 5 %, проницаемость 1,2 • 10"

. Разрез уплотнен.

Тульские и алексинские отложения относятся к плотным низкопоро-

вым "неколлекторам" и рассматриваются как полуэкран для газовых скоп-

лений

в бобриковских песчаниках.

Разрез

Михайловских отложений вскрыт в скв. 151, 158, 195, 254

(254 — геофизическая скважина), эффективные газонасыщенные толщины

выявлены в скважинах 151 и 158 (соответственно 13,9 и 23,2 м). В скважи-

нах 195 и 254 эти отложения представлены плотными разностями пород.

Пористость газонасыщенных пород составляет

9,1—9,7

%, проницаемость

(1,01-1,65)

•

10"

Однако материалы бокового каротажа (БК) указывают на неоднород-

ность разреза за

счет

переслаивания тонких (1 — 3 м) пропластков различ-

ного сопротивления. Чисто артинские карбонаты газоотдающими являются

только в скв. 2 (контрольно-наблюдательная), расположенной вне рассмат-

риваемого

участка,

и в центральной, тяготеющей к западному крылу сво-

довой части северного купола. Кроме того, в ряде скважин, опробованных

разное время (4, 12, 26, 33, 34, 35, 29, 47, 142, 56, 57, 204, 207), испытанные

этой части разреза объекты оказались "сухими" или в

лучшем

случае

были получены слабые признаки газонефте- и водонасыщения. Эти отло-

жения

ведут

себя как низкопоровый "неколлектор", обладающий

доста-

точно высоким остаточным водонасыщением, большим градиентом давле-

ния,

тонкопоровым строением,

отсутствием

зависимости

между

пористос-

тью, проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Продуктивность

сакмарских отложений отдельно не установлена, они эксплуатируются

совместно с ассельскими, всего лишь в

четырех

скважинах (3, 114, 144,

145), расположенных за пределами рассматриваемого

участка.

Отложения ассельского яруса и

верхнего

карбона (пачка II) имеют

среднюю толщину на

участке

73,3 м. Состоят они преимущественно из

темно-серых, серых и

реже

светло-серых плотных органогенных, органо-

генно-обломочных и органодетритовых, сильно перекристаллизованных

известняков,

в разной степени доломитизированных до доломитов, глинис-

тых и окремненных. Породы макро- и микротрещиноватые, отмечается

микрокавернозность.

Трещинно-поровые коллекторы составляют 20,1 %

толщины

горизонта. Залегают они неравномерно тонкими (0,5 — 2 м) про-

пластками.

Продуктивность этих отложений отмечается в скважинах, рас-

положенных на западном крыле и тяготеющих к сводовой принадвиговой

510

зоне (скв. 3, 144, 154), где наиболее развита макро- и микротрещинова-

тость пород, за счет чего улучшаются их ФЕС. К востоку от свода породы

тонкопоровые, плотные.

Отложения московского яруса среднего карбона (пачка III) средней

толщиной 136 м на участке представляют собой чередование светло-серых

органогенно-детритовых, в разной степени перекристаллизованных и до-

ломитизированных известняков и вторичных доломитов с переходом од-

ной

породы в

другую.

По всему разрезу установлены микротрещинова-

тость, микрокавернозность,

сутуры.

Для нижней (подошвенной) части го-

ризонта характерно наличие глинистых разностей карбонатных пород,

которые являются "репером". По данным промысловой геофизики разрез

слабо дифференцирован, кроме нижней части, менее уплотнен и характе-

ризуется меньшими сопротивлениями (р

= 500

—

2000

Ом-м). Участкам,

где преобладают доломиты, соответствует низкий фон гамма-активности.

На

долю поровых и трещинно-поровых коллекторов приходится 31,6 %

толщины горизонта.

Стешевско-веневские карбонаты в пределах участка вскрыты шестью

скважинами (7, 150, 151, 158, 195 и 254). Они характеризуются высокими

значениями

эффективных толщин от 49,4 м (скв. 150) до 85,6 м (скв. 7),

пористостью от 7,5 до 10,5 % и проницаемостью (0,45

—

2,3) • 10"

. Мак-

симальные эффективные толщины в контуре изопахиты 80 м развиты в

центральной части участка. К востоку они уменьшаются до 30 м, на юге и

севере участка — до 50 и 60 м. Трещинно-поровые коллекторы составляют

49,8 % толщины горизонта.

Башкирско-протвинский

разрез вскрыт практически всеми сква-

жинами (7, 128, 130, 133, 150, 151, 158, 195, 254). Максимальные

эффек-

тивные толщины оконтуриваются изопахитой 40 м в районе скв. 7, 151,

133, 129. На восток и запад эффективные толщины изменяются соответст-

венно до 20 м. Емкость этой толщины характеризуется пористостью от

6 до 9,9 %, фильтрационные свойства — проницаемостью

(0,14—1,9)

х 10~

. В целом башкирско-протвинские карбонаты более плотные, чем

стешевско-веневские. Трещинно-поровые коллекторы в разрезе залегают в

виде прослоев, линз, на долю которых приходится 23,7 % толщины гори-

зонта.

Отложения московского яруса среднего карбона в пределах участка

вскрыты всеми скважинами. Трещинно-поровые коллекторы развиты по

всей площади. Наибольшие эффективные газонасыщенные толщины при-

урочены к скв. 7, 129 и 151. Максимальное значение эффективной толщи-

ны,

равное 99,3 м, имеет скв. 151. Основной объем коллекторов приходит-

ся

на сводовую центральную часть участка, которая оконтуривается изопа-

хитой 80 м. На погружениях к границам участка эффективные толщины

сокращаются до 60

—

50 м. На трещинно-поровые коллекторы (т > 6 %)

приходится 55,7 % толщины горизонта. Пористость пород-коллекторов

изменяется от 7,1 до 10,3 %, проницаемость (0,3

—

2,3)

•

10~

. Основной

объем коллекторов приурочен к средней части московских карбонатов,

что позволяет рассматривать их как единый газогидродинамически связан-

ный

газоконденсатонасыщенный резервуар. С

учетом

высоких ФЕС и

наличия значительных остаточных запасов газа и конденсата московские

карбонаты являются основным объектом под закачку газа.

Нижнепермские отложения (в объеме ассельских, сакмарских, артин-

ских), а также и верхнекаменноугольные в пределах участка представлены

520