Горизонт В-22с розповсюджений більш широко в межах родовища. Його загальна товщина сягає 33—41 м. В той же час піщані породи-колектори в його розрізі складають від 40% у центральній частині структури до 10 % в крайових заглиблених ділянках (свердловини 6, 7, 8), а в розрізі свердловини 4 вони відсутні повністю. Продуктивність горизонту доведена в центральній частині родовища (свердловини 2, 3, 5, 13С). Максимальна газонасичена товщина розкрита свердловиною 2 і становить 10,4 м. Відкрита пористість порід в свердловині 3 в середньому складає 9,1 %, газопроникність 5,5·10-15 м2, залишкова водонасиченість в середньому 31,4 %. За даними ГДС пористість 9,5 %.

Горизонт В-22н представлений пачкою перешарувань пісковиків, алевролітів т аргілітів. Серед інших підрозділів горизонту В-22 він відзначається найбільшими товщинами та широтою розповсюдження. Ефективна товщина сягає 16,4-18,2 м в свердловинах 2 та 13С, і різко зменшується до 2-5 м в периферійних частинах родовища (свердловини 5, 6, 8 і 9). Газонасиченість горизонту В-22н доведена в оптимальних структурних умовах в свердловинах 2, 3, 4, 13С. За даними вивчення керну відкрита пористість колекторів не перевищує 7-10 %, газопроникність (0,1-10,7)·10-15 м2. Середня пористість заданими керну

7,7%. Залишкова водонасиченість колекторів 17,9%.

В літологічному відношенні колектори горизонтів В-22в, В-22с, В-22н мало чим різняться один від одного. Представлені вони здебільшого пісковиками кварцевими дрібнозернистими, алевритистими. Відламковий матеріал напівокатаний, часом кутастий, тріщинуватий (свердловини 5 і 7), сортований добре. В складі пісковиків переважає мілкозерниста фракція 0,1-0,25 мм, яка складає 50-55 % від загального гранулометричного складу породи. Середньозернистий псаміт 0,25-0,5 мм присутній в кількості 5-10 %. В більшості вивчених пісковиків присутня значна частка алевритового матеріалу (0,1-0,01 мм) до 20 %. Глинистість порід здебільшого 10-15%, проте в ряді розрізів (свердловини 5, 6, 7, 8) вміст глинистої фракції досягає 20-25 %.

Цемент пісковиків кварцовий, каолініто-кварцовий, повно- і неповнопорового типу. Кварцовий цемент регенераційно-конформний. Відмічається сполучення первинних та вторинних пор. Каолінітовий цемент нерівномірно-поровий, його частка становить 10-12 %. Поровий простір утворений за рахунок виносу каолініту, а також успадкованими порами : розміром від 15-30 до 60-100 мкм.

Горизонт В-23 залягає в нижній частині верхньовізейського під'ярусу. Від вищезалягаючих продуктивних горизонтів він відокремлюється потужною (50 м) товщею щільних порід і має деякі відмінності і особливості в будові колекторів. Ефективна товщина цього горизонту змінюється від 3-4 м в свердловинах 2 і 3 до 5,6 м в свердловині 13 і збільшується на південний схід в межах сусідніх Свиридівського і Мехедівського родовищ до 8-9 м. В свердловинах 4, 5, 7 він заміщується щільними породами. Колектор гранулярного типу представлений пісковиками сірими, темно-сірими, місцями плитчастими (свердловина 3), кварцовими, польовошпато-кварцовими різнозернистими з домішками гравійних зерен, іноді переходячих у гравеліти (свердловина 8). В гранулометричному складі переважає середньозерниста (35-45%) та крупнозерниста (20-30 %) фракції. Глинистість порід 4-10% до 15-20%.

Уламковий матеріал пісковиків кутастий, часто тріщинуватий, кородований і регенерований, середньо і погано сортований.

Цемент порід кварцево-каолінітовий. Кварцовий цемент регенераційно-конформний. Каолінітовий цемент складає від 10-12 % до 18 % від складу породи. Переважає неповнопоровий тип цементу.

Карбонатність не перевищує 1,5-4,8 %.

Зрідка відмічається наявність вуглистої речовини і піриту. Найбільше значення при формуванні ємності колекторів мають відкриті пори виносу каолініту різної конфігурації. Розміри пор від 30-100 до 300-350 мкм. Іноді у великих за розміром порах по їх краях присутній реліктовий каолініт. Сполученість пор і проникність покращується за рахунок тріщинуватості і плитчастості пісковиків.

За даними керну відкрита пористість порід-колекторів змінюється від 7 до 14 % і в середньому складає 8,3 %. Газопроникність змінюється в широких межах: так в розрізі свердловини 13С значення проникності досягає 286,9-10-15 м2. В цілому колектори горизонту В-23 оцінюються як високопроникні середньопористі ІІІ-ІV класу за класифікацією А.А. Ханіна.

2.2.4 Визначення зміни питомої ємності колекторів під час розробки покладів газу

Відомо, що під дією ефективного тиску гірських порід виникає деформація скелету колекторів, яка призводить до зміни об'єму і структури порового простору. Відтак фізичні властивості гірських порід стають іншими. Крім гірського і пластового тисків на величину деформації скелета колекторів впливають їх літологічна і петрофізична характеристики.

Експериментальне вивчення деформації порового простору нижньовізейських і турнейських колекторів для Рудівсько-Свиридівсько-Голотовщинської зони виконано в УкрДГРІ [5] за стандартною методикою по колекції зразків з різних родовищ і глибин залягання. Загальна кількість зразків 240 штук, з них 71 - із сусідніх родовищ (Свиридівського і Мехедівського). Результати замірів зміни об'єму порового простору від Ефективного тиску в пластових умовах наведено у таблиці 2.2.2. Крім цього, по цій групі зразків були проведені визначення зміни пористості для різних величин ефективного тиску від 5 МПа до 70 МПа, що дало можливість встановити динаміку зміни стисливості колекторів. Узагальнення цих даних для колекторів горизонтів В-21 і В-22 Мехедівського і колекторів горизонту В-23 Свиридівського родовищ по групах з різною пористістю і

2.3 Фізико-хімічна характеристика газоконденсатних систем та гідрогеологічні особливості продуктивних горизонтів

а) Характеристика газоконденсатних систем

Продуктивні пласти на родовищі залягають у відкладах візейського ярусу - горизонти В-23 (глибина залягання 5242-5464 м), В-22н (5115-5153 м), В-22с (5067-5119 м), В-21 (4836-4949 м). Значні глибини залягання продуктивних пластів зумовили високі пластові тиски (51-58 МПа) і температури (393-402 К).

Промислові дослідження з відбором проб газу і конденсату для лабораторного вивчення, виконані спеціалістами Ніжинської нафтогазорозвідувальної експедиції, а з дослідження свердловин ДГП "Чернігівнафтогазгеологія". Лабораторне вивчення пластових флюїдів проводилось у Львівському відділенні УкрДГРІ. Компонентний склад вільних газів та фракційний склад