Кп= 96,9 – 36*у (1.1)

де у - щільність пісковиків, 10-3 кг/м3.

В Крукеницькому блоці пористість пісковиків зменшується з глибиною від 32 - 34 до 3 - 4 %. Так, якщо на глибині 500 - 700 м (площі Свидниця, Хідновичі, Залужани) максимальні значення пористості за керном досягають 28 - 34 %, то на глибині 1900 - 2000 м (площі Пиняни, Новосілки) вонн не перевищують 20 - 22 %. На глибині 3200 -4 500 м(площі Майничі, Новосілки і Залужани) пористість зменшується до 4 - 6 %.

Різниця у складі, вмісті і характері розподілу цементуючого матеріалу, мінеральних включень і інтенсивності вторинних перетво-рень нижньосарматських пісковиків зумовлює широкий діапазон зміни їх пористості. Таку ж закономірність встановлено в районі м. Перемишля та в інших нафтогазоносних районах.

Коефіцієнти пористості і проникності, визначені за атмосферних умов,

Рисунок 3 – Приклад фактичної кривої зондування св. № 3-Орховицька, отриманої під час інтерпретації даних БКЗ у водонасиченій частині розрізу дашавської світи

Рисунок 4 – Приклад фактичної кривої зондування св. № 3-Орховицька, отриманої під час інтерпретації даних БКЗ у непродуктивній частині розрізу дашавської світи

Рисунок 5 – Приклад фактичної кривої зондування св. № 7-Орховицька, отриманої під час інтерпретації даних БКЗ у газонасиченій частині розрізу дашавської світи

в більшості завищені і відрізняються від одержаних за умов, близьких до пластових, в зв'язку з чим необхідно робити поправки. Між порис-тістю і проникністю виявлено тісний кореляційний зв'язок з коефі-цієнтом кореляції

0,91. Це дозволяє замість коефіці-єнта проникності використовувати коефіцієнт пористості, який легко визначається геофізичними методами.

Серед факторів, що впливають на проникність пісковиків, найголовнішими є розмір і форма пор. В проникних пісковиках найбільш поширені седиментаційні міжзернові пори розміром 3 - 30, рідше 40 - 70 мкм різноманітної конфігурації. Із збільшенням медіанного діаметра пор зростає проникність породи. Широко розвинуті пори розміром 10 - 30 мкм, що утворилися в результаті роз-чинення цементу. Вони мають неправильну лапчасту форму.

Вміст карбонатів у нижньосарматських пісковиках змінюється від кількох до 36 %, а в алевролітах досягає 45 %. Із збільшенням карбонатності фільтраційні властивості порід погіршуються. Так, пісковики з 27 % карбонатів стають непроникними.

Результати лабораторних досліджень по-казали, що після солянокислотної обробки (СКО) нижньосарматських пісковиків збільшуються їх проникність в 3,6 - 26 разів. Це відбува-ється за рахунок розчинення карбонатного цементу та інших компо-нентів породи.

Повсюдна наявність в порах газоносних пластів карбонатного цементу дозволяє широко використовувати СКО, як ефективний метод збільшення дебітів газу. Завдяки СКО середньо- і низькопіщаних привибійних зон в склепінній частині Пинянського родовища ви-добуток газу виріс більш ніж на 130 млн. м3 в рік. Збільшення ви-добутку в результаті СКО одержано також на Хідновицькому, Свидницькому, Новосілківському, Залужанському і Садковицькому родовищах.

При глинистості порід до 50 % чітко виражений зв'язок між нею і пористістю не спостерігається; щоправда, із збільшенням глинис-тості пористість зменшується, але не закономірно.

Обґрунтуванню нижніх меж колекторських властивостей присвя-чені теоретичні і експериментальні роботи, проте лише в деяких з них враховано фазову проникність флюїдів. Встановлено, зокрема, що гранична фазова проникність для газу в колекторах нижнього сармату становить 0,08 - 0,1 мкм2. Якщо прийняти за нижню межу проникності 0,1 *10-3 мкм2, то із залежності Кпр = f (Кп) мінімальна пористість колекторів нижнього сармату стано-витиме 10 %. Граничні значення пористості пісковиків різного скла-ду різняться: у кварцових пісковиків вони дорівнюють 11 %, у олігоміктових і поліміктових - 5,5 % .

Більшість дослідників виділяють класи колекторів за величиною проникності. Однак властивості пластів різних класів повинні роз-різнятися не тільки кількісно, але й якісно. Тому доцільно встанов-лювати межі класів за окремими параметрами, кількісні зміни яких призводять до якісних змін властивостей. Аналіз петрофізичних залежностей нижньосарматських колекторів дозволяє виділити три таких класи:

1 - високопроникні, високоємнісні і високопродуктивні;

2 - проникні, середньоємнісніні, продуктивні;

3 - низькопроникні, малоємнісні, непродуктивні.

В колекторах 2 класу (а ними є пласти пісковиків потужністю більше 1 м) проникність, пористість і вміст цементу не взаємопо-в'язані. Карбонатність до 17 % не впливає на пористість і проникність. Проникність порід з карбонатністю до 17 % і вище зростає більше ніж у 50 разів, тоді як пористість - лише в 1,6 раза. Нижні межі параметрів порід цього класу, встановлені за петрофізичними залежностями, відповідають значенням, при яких між параметрами починають проявлятися взаємозв'язки.

В колекторах 2 класу існують тісні залежності між проникністю, пористістю і карбонатністю, нижні межі яких також встановлені за петрофізичними залежностями і дорівнюють значенням, при яких зв'яз-ки між параметрами практично перестають простежуватись.

В колекторах 3 класу зв'язків між основними колекторськими властивостями не виявлено. Збільшення карбонатності від 27 до 40 % не впливає на пористість, з пластів, складених породами 3 класу, при випробуванні отримують як промислові, так і непромислові припливи газу. В 3 класі слід ще виділити підклас порід, що характеризуються ну-льовою фазовою проникністю.

Нижньосарматські глини, що складають основну товщу відкладів, сірі і темно-сірі, тонковерствуваті., вапнисті. На північному захо-ді Крукеницького блоку (площі Хідновичі, Садковичі) вони мають яс-но-коричневий відтінок, на південному сході (площі Пиняни, Залужани) - сірий до землистого. Пластичні домішки представлені алевролітовими зернами кварцу (3 - 5 %), рівномірно розсіяними у породі. Аналогічно розсіяні дрібні зерна піриту, рідше лейкоксену. Верствуватість глин зумовлена скупченнями органічних залишків.

За даними термічних, рентгенографічних і хімічних аналізів основна тонкодисперсна