Геологическое строение и анализ разработки VII dg пласта газоконденсатного месторождения Узловое

Сброс 2¹ вскрывается скважиной 7 на глубине 785 м (абс. отм. 748 м). Плоскость сброса северо-западного простирания падает в юго-восточном направлении под углом 75-80? по нижнедагинским отложениям гасится зоной разрывов 2-2а. Сброс является конседиментационным, амплитуда его увеличивается с глубиной от 20 м (нутовские отложения) до 40-60 м (дагинские отложения).

Сброс 1 подсекается скважиной 10, где из разреза выпадает 20 м кровельной части VII dg пласта.

Плоскость разрыва простирается в северо-восточном направлении и падает на северо-запад под углом 45-50?. Амплитуда разрыва увеличивается с глубиной от 20 до 40 м.

2.4 Газоносность

Газоконденсатное месторождение Узловое открыто в 1969 году в результате бурения и опробования параметрической скважины 1, расположенной в центральной части структуры. Фонтан газа с конденсатом и водой получен при опробовании 1 пласта уйнинского горизонта. Всего на месторождении пробурено 1 параметрическая, 15 поисково-разведочных скважин. Эксплуатационные скважины бурились, в основном, в южной переклинальной части месторождения (блок 5) и в северных блоках 3а, 3в.

В разрезе отложений, слагающих месторождение, выявлено 28 продуктивных пластов, 9 из которых находятся в нутовском горизонте (пласты I nt - XI nt); 9 - в отложениях окобыкайского горизонта (пласты XIIa ok - XIX ok), 7 в отложениях дагинского горизонта (пласты Iа dg - IX-X dg) и 3 - в отложениях уйнинского горизонта (пласты I un - III un). Из выявленных продуктивных пластов 20 газовых (пласты I nt - XIX ok; Ia dg; VI dg), 8 газоконденсатных (II dg, IV dg, VII dg, IX dg, I un - III un).

Продуктивные пласты разбиты на блоки и содержат по несколько залежей. Все залежи по типу ловушек относятся к пластовым, сводовым и тектонически экранированным; по мере заполнения ловушек они в основном относятся к неполнопластовым. Всего на месторождении выявлено 55 залежей газа, по 33 залежам оценены запасы по категории С₁, 22 - по категории С₂.

Наибольший вертикальный диапазон газоносности установлен в 3а + 3в блоках, где выявлено 18 залежей газа, и в 5 блоке, где выявлено 13 залежей газа. В остальных продуктивных блоках содержится от одной залежи газа (блоки 4, 4в) до 6-10 залежей (блоки 3, 2а, 2б).

Размеры залежей по площади изменяются от 50 тыс. м? до 1600 тыс. м², высоты от 2-3 м до 45-68 м (в среднем 10-15 м). По размерам и запасам все газовые залежи и содержащие конденсат, относятся к мелким.

Продуктивные пласты сложены песчаниками и алевролитами, реже песками и алевролитами. Пористость коллекторов продуктивных пластов изменяется в пределах 13-32%, уменьшаясь с глубиной. Проницаемость колеблется от 1,1 млд. до сотен млд., иногда достигая 2-3 дарси.

Положение контуров по залежам горизонтальное и обосновывалось результатами испытаний разведочных и эксплуатационных скважин и проведенным комплексом промыслово-геофизических исследований.

При определении положения контуров, если скважинами не подсечены газо-водяные контакты, контуры устанавливались по нижним дырам интервала перфорации, по абсолютным отметкам подошвы пласта или прослоя, либо по абсолютным отметкам кровли пласта в водоносных скважинах. При этом рассматривалась совокупность границ продуктивности, установленных в нескольких скважинах. Положения контуров по залежам в некоторых случаях корректировались с учетом уверенных данных по нейтронным методам и результатам опробования. Местоположение контуров по некоторым залежам изменилось и стало гипсометрически выше.

Нейтронные методы (НГК, НКТ, временные замеры НГК, НКТ), которые проведены на месторождении в достаточном объеме, в большинстве случаях в слабоглинистых коллекторах с высокими pn и Кr, позволяют уверенно установить положения ГВК. В глинистых коллекторах с рn < 30-33 Ом/м и Кr < 65% по нейтронным методам зачастую оценить газоносность пласта невозможно. Это особенно касается переходных зон, в которых наряду с газом присутствует подвижная вода. Иногда из перфорированных интервалов с низким рn (переходные зоны) были получены притоки газа с конденсатом и небольшим количеством воды. Примером этого могут служить VII и IV пласты дагинских отложений, где из переходных зон в скважине 6 получены притоки газа с конденсатом и незначительным количеством воды.

ГВК в таких случаях отбивались с учетом нижних дыр интервалов перфорации, но без учета наличия воды в продукции скважин.

Данные разработки месторождения показали, что скважины, введенные в эксплуатацию, быстро обводнялись. Это явилось косвенным доказательством того, что запасы, утвержденные ГКЗ, значительно завышены.

Поэтому положения контуров корректировались с учетом уверенных данных по нейтронным методам и результатам опробования и разработки. При этом в расчет брались только безводные притоки газа с конденсатом.

Начальные дебиты газа колебались от 102 тыс. м?/сут. до 216 тыс. м?/сут. на 10 мм штуцере. В процессе разработки отличается быстрое и значительное их снижение.

Распределение газовых залежей по продуктивным пластам и тектоническим блокам с указанием абсолютных отметок ГВК и размеров приведены в таблице 1.

Данные по опробованию и исследованию газовых скважин приведены в таблице 2.

2.4.1 Газоносность VII dg пласта

Пласт VII dg. Газоносность пласта установлена по результатам бурения и испытания скважин 7, 6, 13, расположенных в блоках соответственно 1а, 3в, 3а. В предыдущем подсчете запасов эти блоки индексировались как 1, 2, 3а.

Блок 1 а. Залежь блока тектонически экранирована с юга зоной разрывов 2 и 2а.

В блоке пробурены и опробованы две скважины №7 и 24. В обеих скважинах получены фонтаны газа с конденсатом. По данным интерпретации материалов ГИС коллектор скважины №7 продуктивен до глубины 2491 м (абс. отм. 2453 м), в скважине №24 - до глубины 2540 м (абс. отм. 2451 м). Нижние дыры интервала перфорации гипсометрически ниже расположенной скважины №7 - 2490 м (абс. отм. 2452 м).

Контур газоносности проведен по изогипсе 2452 м, что соответствует отметке нижнего отверстия интервала перфорации в скважине №7.

В предыдущем подсчете запасов контур газоносности проводился по изогипсе 2453 м, что соответствовало нижней границе продуктивности в скважине №7.

Блок 3а. В блоке пробурены и испытаны две скважины №13 и 23. При испытании скважины №13 получен фонтан газа с пластовой водой, скважины №23 - приток пластовой воды. Данные опробования и обоснования контура газоносности сведены в таблицу:

№ скв.	Интервал залегания глубина абс. отметка, м	Интервал опробования глубина абс. отметка, м	Результаты опробования	ГВК или нижняя граница продуктивности, м
13	2468-2531 2437-2500	2468-2475 2437-2444	фонтан газа с пластовой водой Qr - 274 тыс. м?/сут.; воды - 38,5 м?/сут. на 10 мм штуцере	нижняя граница 2474,2 2443
23	2543-2611 2440-2503	2543-2546 2440-2443	фонтан пластовой воды Qв = 24-28 м?/сут.; на 11 мм штуцере	ГВК 2545,7 2442,4

По материалам ГИС коллектор в скважинах продуктивен до глубины 2443 м. Абсолютные отметки нижних дыр интервала перфорации также соответствуют 2443-2444 м. Видимо при испытании скважин №13 и 23 проявили себя контурные воды, так как скважины расположены у контура газоносности.

Контур газоносности по залежи 3а блока проведен по изогипсе 2443 м, что соответствует нижним границам продуктивности, установленным по материалам ГИС. В предыдущем подсчете запасов контур газоносности принимался на уровне нижних дыр интервала перфорации скважины №13 на уровне 2475 м (абс. отм. 2444 м.).

Блок 3в. В предыдущем подсчете запасов этот блок индексировался как блок 2. Залежь блока тектонически экранирована разрывами с трех сторон. В пределах залежи пробурены и опробованы три скважины 6, 21 и 32. При опробовании скважин получены фонтаны газа с конденсатом.

Данные оп опробованию скважин и обоснования контура газоносности сведены в таблицу:

№ скв.	Интервал залегания глубина абс. отметка, м	Интервал опробования глубина абс. отметка, м	Результаты опробования	ГВК или нижняя граница продуктивности, м глубина абс. отметка, м
6	2468-2530 2433-2495	2487-2491 2452-2456 2468-2482 2443-2447	Фонтан газа, конденсата и воды. Qr - 144,3 тыс. м?/сут.; Qв - 6,7 м?/сут. на 7 мм штуцере Фонтан газа с конденсатом	ГКВ 2482,2 м по резу 2446,8 льтатам опробования, где получен чистый газ. pn коллектора 95-80 Ом/м. Kr=0,74-0,76, ниже в интервале 2482-2491 переход 2447-2456 ная зона, где pn пород 32-38 Ом/м, Кr -0,63
21	2478-2541 2430-2493	2478-2482 2430-2434	Фонтан газа. Дебит газа 17 тыс. м?/сут на 7,5 мм штуцере	ГКВ 2491,5 м по НГК 2443 И НКТ pn коллектора 44-50 Ом/м. Kr=0,67-0,74, ниже в интервале глубин 2492-2498 2443-2449 переходная зона. pn коллектора 29-39 Ом/м, Кr -0,62-0,67
32	2473-2536 2433-2496	2473-2477 2433-2437	Фонтан газа с конденсатом. Дебит газа 262 тыс. м?/сут на 10 мм штуцере	По временным НГК ГКВ уверенно на глубине 2484 м 2444,4 pn пород 40-75 Ом/м. Kr=0,66-0,76, ниже в интервале глубин 2484-2496 2444,4-2456,4 переходная зона с pn пород 24-31 Ом/м, Кr -0,62-0,63

Таким образом, по результатам опробования скважины №6 и материалам ГИС (высокие p_n = 80-95 Ом/м и Kr - 0,74-0,76) ГВК в скважине №6 уверенно устанавливается на глубине 2482,2 (абс. отм. 2447 м), которая соответствует отметке нижней дыры интервала перфорации, где получен безводный газ с конденсатом. Из нижележащего интервала 2487-2491 м (абс. отм. 2452-2456 м) с низкими p_n= 32-38 Ом/м и низкими Kr получен фонтан газа с конденсатом и водой.

В скважинах №21 и 32 по временным НГК ГКВ уверенно отбивается на глубинах соответственно 2491,5 (абс. отм. 2443 м) и 2484 (абс. отм. 2444,4 м), ниже идут породы переходной зоны с более низкими p_n и Kr пород. Контур газоносности залежи принимается по нижним дырам интервала перфорации в скважине №6, где получен безводный газ с конденсатом и проводится по изогипсе 2447 м.

При принятом контуре по залежи на абсолютной отметке 2447 м в скважине №21 ГКВ опускаем на 2,9 м до глубины 2394,4 м (абс. отм. 2446,2 м). Опустить ГВК ниже позволяют показания на НГК, которые в интервале глубин 2492-2498 м выше, чем в более чистом водоносном коллекторе. По этой причине ГВК в скважине №32 опускаем на 2,5 м до глубины 2486,5 м (абс. отм. 2446,8).

В предыдущем подсчете запасов контур газоносности был проведен по изогипсе 2457 м, что соответствовало ГВК по материалам ГИС и нижним дырам интервала перфорации в скважине №6, где получен газ с конденсатом и водой.

По сравнению с предыдущим подсчетом запасов контур газоносности поднят на 10 м.

2.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Изученность. Основной объем данных о подземных водах месторождения Узловое был получен в процессе испытания поисково-разведочных скважин. При их опробовании применялись традиционные способы вскрытия и возбуждения как продуктивных, так и водоносных объектов. Полным комплексом гидрогеологических исследований (наблюдения за притоком воды, замеры уровней, дебитов, пластового давления, температуры, газового фактора, отбор проб воды и водорастворенного газа) было охвачено ограниченное число водоносных интервалов в разрезе месторождения. Добиться постоянства состава воды часто не удавалось из-за намыва песка при испытании рыхлых пород верхних водоносных комплексов или дефиците времени испытания пластов в случае их небольшой водообильности. В результате небольшое количество достоверного фактического материала не позволило выполнить попластовые построения о распределении напоров подземных вод или их минерализации. Поэтому в целях объективной характеристики положения месторождения в общей водонапорной системе были привлечены материалы по гидрогеологии северо-западной части Северо-Сахалинского бассейна.

Собранные по месторождению материалы, после анализа на достоверность, систематизированы и приведены согласно Инструкции ГКЗ в основополагающей таблиц. Объем этих сведений показан в нижеследующей таблице.

Геологи ческий возраст	Пласт	Водоносный комплекс	Количество скважин, в которых определены показатели
			гидродина- мические	гидрохимические	геотерми- ческие
N1?	XInt	II	2	2	3	2	2	2
	XIIok		-	-	1	-	-	-
	XIIIok		1	1	2	1	1	1
	XVIok		1	1	2	1	1	1
N1?-?	XIXok	III	-	-	1	-	-	-
N1?	IIdg	IY	1	1	3	-	1	1
	IVdg		-	-	1	-	-	-
	VIdg		1	1	2	1	1	1
	VI-VIIdg		-	-	1	-	-	-
	VIIdg		2	2	3	3	2	2
	IXdg		2	2	2	-	2	2
	X-XIdg		-	-	1	-	-	-
	XIdg		1	1	2	1	1	1
N1?	Iun	Y	-	-	3	1	-	-
	IIun		2	2	4	2	2	2
	IIun		4	3	9	8	5	4
	ниже XIIIun		2	2	2	2	2	2

Общая гидрогеологическая обстановка

В строении вскрытой на северо-западе бассейна осадочной толщи принимает участие (сверху вниз) пять гидрогеологических (водоносных) комплекса, различающихся по водным свойствам пород, строению резервуаров и гидродинамическому режиму.

Первый водоносный комплекс составляет песчаные образования плиоцена (верхненутовский подгоризонт) мощностью до 1200 м. В северном направлении по восстанию слоев происходит сокращение мощности комплекса вплоть до полного его исчезновения на Астрахановской морской структуре. Этому комплексу соответствует гидродинамическая зона свободного водообмена и гидрохимическая зона пресных вод.

Второй комплекс слагают глинисто-песчаные нижненутовско-окобыкайские отложения (по XVI пласт). Мощность его изменяется в пределах 600-1200 м. Подземные воды этой части разреза слабосолоноватые, 1-3 г./л, в экранированных участках минерализация может возрастать до 4-5 г./л. Благодаря выдержанности глинистых разделов пластовые воды приобретают напор.

Третий комплекс представлен преимущественно глинистой толщей (до 300 м) нижнеокобыкайских пород (XVII-XIX пласты). Водообмен напорных вод комплекса затруднен, повышается их минерализация, и они становятся солоноватыми (3-10 г./л).

Четвертый водоносный комплекс сложен чередованием песчаников и глин дагинского горизонта с преобладанием песчаных разностей пород. Средняя мощность комплекса - 900 м. Подземные воды комплекса характеризуются невысокой минерализацией - 3-6 г./л, редко выше, включая краевые и подошвенные воды месторождений. Ему отвечает гидродинамическая зона замедленного водообмена.

Пятый комплекс составляют уплотненные слои глин, аргиллитов, песчаников уйнинского горизонта (до 500 м) и кремнистые породы даехуринского горизонта (до 800 м). Он характеризуется условиями весьма замедленного водообмена и развитием гидрохимической зоны слабосоленых вод (10-20 г./л). Замкнутость гидродинамической системы комплекса приводит к формированию в его резервуарах высоконапорных вод с давлениями, превышающими гидростатические.

По состоянию изученности северо-западной части бассейна осадочный разрез в целом характеризуется нормальной гидростатической и гидрохимической зональностью, то есть ростом давлений (напоров) и минерализации подземных вод с глубиной.

Перечисленные гидродинамические комплексы, за исключением первого, относятся к нефтегазоносным. Правда, в открытых месторождениях рассматриваемого района явно преобладает газовая составляющая углеводородного потенциала.

Область питания подземных вод отложений верхнего и среднего миоцена (II, III, IV водоносные комплексы) расположена вблизи рассматриваемого месторождения, в пределах Тамлевско-Музьминского выступа (см. рис. 3). До недавнего времени областью создания напоров подземных вод окобыкайских и дагинских отложений ошибочно считались их выходы на поверхность в пределах удаленной к юго-востоку (60-70 км) Гыргыланьинской возвышенности. Обширную (~250 км?) местную площадь водосбора для окобыкайских и дагинских (ранее - породы верхнелангериской свиты) пород обеспечивают их выходы на дневную поверхность в пределах выступа с отметками 60-110 м.

Питание подземных вод V комплекса возможно только в северных отрогах Восточно-Сахалинского хребта (удаление до 150 км и более), где нижнемиоценовые отложения обнажаются на отметках 200 м и более.

Приведенные напоры подземных вод II, III, IV водоносных комплексов на площадях северо-запада бассейна: Центрально-Тамлевской, Лангрыйской, Березовской, Музьминской, Узловой, Блок-Постовой, Астрахановской и др. изменяются в небольшом диапазоне, 30-60 м, с тенденцией снижения их в северном и восточном направлениях. Активность инфильтрационных вод северо-западного района наглядно проявилась при разработке Узлового газового месторождения, где уже в начальной стадии отбора продукции происходило интенсивное обводнение добычных скважин. Этот факт, как и ряд других, вызвал большие сомнения в отношении экранирующей (от разрушающего воздействия молодых инфильтрационных вод, движущихся с юго-запада на северо-восток) роли Западно-Байкальского разлома на большей части своего простирания (см. рис. 3).

Основные очаги разгрузки инфильтрационных вод рассматриваемого района сосредоточены, по всей вероятности, вдоль западного борта Байкальской синклинали, депоцентр которой расположен в акватории Сахалинского залива. Поэтому движение подземных вод в разрезе всех верхних водоносных комплексов имеет северо-восточный вектор.

Пьезометрический уклон (напорный градиент) в пределах территории составляет в среднем 2 м/км. При наличии преград, в том числе и залежей углеводородов, он может возрастать до 5 м/км и более.

По материалам сейсморазведки и глубокого бурения в районе основания сеть дизъюктивов имеет северо-восточную ориентировку. Это означает, что они зачастую могут не выполнять роль экранов перед фронтом движущихся вод метеогенного происхождения. Современный энергетический потенциал подземных вод недостаточен для создания разрушающего эффекта по отношению к скоплениям углеводородов. Но потенциал палеоинфильтрационного водонапорного режима, существовавшего в раннем плейстоцене, превышал современный, а, следовательно, в разрезе II, III и IV комплексов возникали условия вымывания с нижних отметок складок углеводородов, особенно жидких, как более подверженных вымыванию согласно раздельного гидродинамического прогнозирования. Следы вымывания нефти обнаруживались в процессе разведочного бурения на площадях: Березовская, Лангрыйская и Астрахановская.

Характеристика подземных вод месторождения

Гидрогеологическая изученность месторождения позволяет дать характеристику подземных вод основной части вскрытого бурением разреза (за исключением I и III комплексов). Обобщенная информация по месторождению отражена на сводном гидрогеологическом разрезе.

Наибольшей водообильностью на площади отличаются породы II и IV водоносных комплексов. Дебиты воды в среднем составляют 10-100 м?/сут. при коэффициентах продуктивности 20-160 м?/сут/МПа. Хотя эти данные, приведенные в таблице 3 по материалам гидродинамических исследований, представляются заниженными вследствие несовершенства опробования пласта или рыхлости коллектора. Продуктивность уйнинских отложений V комплекса значительно ниже, 3-30 м?/сут/МПа.

Соответственно II комплекс характеризуется наличием коллекторов хорошей проницаемости (0,1 мкм? и более), в IV комплексе распространены коллекторы с хорошей и средней проницаемостью (0,01-0,20 мкм?), а в V комплексе, как правило, присутствуют плохо проницаемые (0,001-0,01 мкм?) коллекторы. Хотя на месторождении Узловом III пласт уйнинского горизонта в ряде скважин отличается лучшей проницаемостью (0,03-0,04 мкм?).

Фильтрационные свойства пород законтурной области месторождения улучшаются по сравнению с показателями водообильности и проницаемости в пределах зон газоносности.

Гидродинамические условия месторождения анализировались по данным о начальных пластовых давлениях и приведенных напорах подземных вод. Представляется, что II, III и IV водоносные комплексы относятся к единой гидродинамической системе, характеризующейся инфильтрационным водообменном, степень которого определяется литологией пород и нормальными гидростатическими давлениями. Эти комплексы ограждаются от влияния пластовых вод верхних толщ глинистыми водоупорами, но промываются молодыми инфильтрационными водами в горизонтальном направлении, поэтому сложившуюся гидродинамическую систему можно расценивать как полузакрытую. Изменение напоров подземных вод в рассматриваемой части разреза, от 30 до 50 м, происходит без какой-либо закономерности. Относительно высокий напорный потенциал подземных вод инфильтрационной системы (за счет близости расположения области водосбора) выразился и в наличии на площади самоизливающихся скважин.

В плане падение приведенного напора подземных вод нутовских, окобыкайских и дагинских отложений в пределах месторождения незначительное (см. рис 3). Средний градиент напора в районе равен 2 м/км, что предопределяет практически горизонтальное положение газоводяных контактов в коллекторах. Вектор напора на месторождении может иметь различную ориентировку, как фронтальную северо-восточного направления, так и тыловую или фланговую.

Такое разнообразие в проявлении водонапорного режима на залежи II, III и IV комплексов обусловлено, главным образом, существованием в Западно-Байкальском фронтальном барьере проводящих «окон». Другими словами, одни части разреза месторождения Узловое этот региональный сбросо-сдвиг экранирует от разрушения напорными водами, а другие участки омываются с флангов или интенсивно промываются. Северо-восточное направление движения этих вод предопределяется, с одной стороны, положением областей питания и разгрузки, а с другой - совпадающим направлением плоскостей основной сети дизъюктивов на площади.

Пятый гидрогеологический комплекс образует самостоятельную гидродинамическую систему. Ее закрытость обусловлена наличием мощных глинистых толщ в этой части разреза, отдаленностью области питания, невыдержанностью по простиранию проницаемых слоев и, как следствие, сверхгидростатическими давлениями подземных вод. В целом, по бассейну, уйнинские отложения в разрезе нижнего комплекса отнесены к эксфильтрационной водонапорной системе, в которой элизионный водообмен еще не является господствующим.

Гидрохимическая зональность вскрытого на площади разреза, в общем, отражает приведенные гидродинамические условия. Выделены четыре зоны подземных вод месторождения:

А - пресных вод с минерализацией до 1 г/л

Б₃ - слабосолоноватых вод с минерализацией до 3 г/л

Б₁₀ - сильносолоноватых вод с минерализацией до 10 г./л

Б₂₀ - соленых вод с минерализацией до 20 г./л

Зона распространения пресных вод установлена по данным ГИС и соответствует I водоносному комплексу.

В разрезе II комплекса преобладают воды с минерализацией 1-3 г./л. По преобладающим компонентам состав вод является гидрокарбонатным натриевым.

Количество сульфатов не превышает 12 мг/л. Содержание специфических компонентов крайне незначительное.

Для III и IV гидрогеологических комплексов характерно развитие сильносолоноватых вод с минерализацией 3-7 г./л. По составу эти воды не отличаются от подземных вод II комплекса. Возрастает содержание сульфатов до 35 мг/л и микрокомпонентов: йода до 4,2 мг/л, брома до 7,7 мг/л и бора до 28 мг/л.

К V комплексу приурочены соленые воды с минерализацией 10-16 г./л. Состав вод по преобладающим компонентам гидрокарбонатно-хлоридный натриевый. Отношение натрия к хлору 1,3 - 1,5. По сравнению с вышележащими комплексами резко возрастает количество специфических компонентов: йода до 96 мг/л, брома до 68 мг/л, бора до 146 мг/л.

Гидрохимической особенностью подземных вод изученных комплексов является их общий генетический тип ГНК - гидрокарбонатно-натриевый, характерный для инфильтрационных и эксфильтрационных водонапорных систем (см. рис. 4).

Сведения о физических свойствах вод месторождения отражены в таблице 3. Плотность подземных вод закономерно увеличивается от 1,0010 до 1,0100 г./см?, а вязкость вод снижается от 0,73 МПа-с в верхней части разреза до 0,28 МПа-с в низах изученной части V комплекса.

Состав растворенного в воде газа почти одинаков во всех комплексах. Основным его компонентом является метан. Количество азота не превышает 9% в подземных водах верхних комплексов. Содержание углекислоты и тяжелых углеводородов особенно увеличивается в водах нижнего комплекса, соответственно до 5,4% и 16,8%. Газонасыщенность вод значительна по всему разрезу, а в V комплексе достигает максимальных величин (газовый фактор до 6 м?/м?, Pr/Pв>1,0).

Геотермический режим месторождения в значительной степени контролируется современной динамикой подземных вод, которая привносит недрам охлаждающий эффект. Среднее значение геотермического градиента для вскрытого разреза составляет 28,5?С/км, что ниже фоновой величины для бассейна. Почти прямолинейная форма геотермы указывает на равномерное распределение умеренно-низких температур по разрезу верхних четырех комплексов. Заметное увеличение геотермического градиента наблюдается в низах изученного разреза.

Температура подземных вод месторождения возрастает от 34?С на глубине 1220 м до 101,6?С на глубине 3330 м.

Режим работы залежей газа месторождения Узловое рассматривается здесь с позиции влияния напорных вод законтурной области. Дренирование продуктивных пластов в нутовских, окобыкайских и дагинских отложениях в долгосрочном плане определяется энергией общей инфильтрационной водонапорной системы. Близость области питания инфильтрационных вод и хорошие коллекторские свойства пород II и IV комплексов предопределяют значительное влияние естественного водонапорного режима на разработку залежей в этих комплексах. Роль современных подземных вод для рассматриваемой части продуктивного разреза заключается как в позитивном подпоре залежей с юго-запада, так и в негативном (быстром) обводнении газовых скважин в случаях незащищенности залежей от прямого воздействия фронта движущихся вод.

Влияние водонапорного режима на залежи газа в уйнинских отложениях практически исключается, так как в разрезе V комплекса преобладают условия замкнутой гидродинамической системы.

Использование подземных вод месторождения в промышленных целях нереально из-за низкой концентрации микроэлементов в их составе. В то же время обращает на себя внимание аномальное содержание йода и бора в подземных водах V комплекса. Однако слабая водообильность уйнинских отложений и небольшие запасы этих кондиционных вод ставят под сомнение рентабельность добычи полезных ископаемых из подземных вод V комплекса.

Попутно добываемые на месторождении пластовые воды благодаря солевому составу могут в перспективе представлять интерес для бальнеологии.

Тепловая энергия подземных вод месторождения не конкурентоспособна в сравнении с функционирующей в районе газовой инфраструктурой.

3. Физико-химическая характеристика конденсата и природного газа

Характеристика газов и конденсатов месторождения определялась по пробам, отобранным с устьев и в процессе бурения скважин.

Физико-химические свойства конденсатов охарактеризованы по 19 пробам из 8 скважин, 8 пластов и 7 блоков дагинского и уйнинского горизонтов (таблица 4).

Свойства конденсатов разнообразны как по площади, так и по разрезу месторождения. Плотность конденсатов изменяется от 0,764 до 0,893 г./см?, вязкость при 20?С изменяется от 0,97 до 7,65 сСт. По содержанию керосино-масляных (КМ) фракций, выкипающих при температуре выше 200?С, выделяются три группы конденсатов: низкокеросиновые - КМ₁ (пласты VII dg, I un), среднекеросиновые - КМ₂ (пласты II dg, VII dg, IX dg, IX-X dg, II un, III un), высококеросиновые - КМ₃ (пласты II dg, IV dg). Температуры начала кипения конденсатов изменяются в широком диапазоне от 40 до 174?С. Более высокие температуры начала кипения и низкий выход бензиновых фракций имеют конденсаты дагинского горизонта из 3а и 5 блоков.

Содержание парафина и силикагелевых смол колеблется в широких пределах - от 0,04 до 0,37% и от 0,15 до 1,82% соответственно. Содержание асфальтенов низкое (от следов до 0,03%). Конденсаты относятся к бессернистым, исключение составляет самый тяжелый малосернистый конденсат, отобранный из скважины №15 блока 5 пласта II дагинского горизонта. Вниз по разрезу месторождения отмечается снижение плотности и вязкости конденсатов, и возрастание содержания бензиновых фракций.

Групповой углеводородный состав конденсатов изучен в 5 пробах пластов II, IV, VII, IX-X дагинского горизонта (таблица 5). Углеводородный состав конденсатов разнообразный, согласно классификации А.Ф. Добрянско-го, их типы - метано-нафтеновый, нафтено-метановый, нафтеновый. Метано-нафтеновый тип сменяется нафтено-метановым вниз по разрезу блока 3а дагинского горизонта. Единый метано-нафтеновый тип характерен для конденсатов пласта II dg блоков 3а и 3б. Нафтеновый тип присущ конденсату пласта VII dg, который содержит 67,5% нафтеновых углеводородов.

По товарной характеристике конденсаты являются хорошим сырьем для получения ароматических углеводородов при каталитическом риформинге. Компонентный состав газов исследован по 32 пробам из 21 скважины.

В составе газов содержится 91,8-99,75% метана, сумма тяжелых углеводородов колеблется от следов до 7,6%. Среди тяжелых углеводородов основным компонентом является этан, на его долю приходится до 4,1%, количество пропана достигает 1,7%, бутанов - 1,0%, пентанов - 0,6%, гексанов - 0,45%. Исключением является газ из скважины №21 IX dg пласта, в котором содержится 15,09% тяжелых углеводородов.

С увеличением глубины залегания наблюдается утяжеление состава газов. Газы нутовских и окобыкайских отложений практически полностью состоят из метана, доля тяжелых углеводородов в нем не превышает 0,4%. Газы более погруженных дагинского и уйнинского горизонтов содержат от 0,5 до 7,6% тяжелых углеводородов. Самый тяжелый газ месторождения из скважины №9 пласта II un относительной плотности 0,6265 соответствует самому легкому конденсату месторождения (плотность 0,7644 г./см).

Для газов нутовских, окобыкайских и дагинских отложений характерно, в основном, следующее распределение гомологов метана: С₂>С₃?С₄>С₅. В газе уйнинских отложений пропана содержится значительно больше, чем бутанов, и тяжелые углеводороды убывают в ряду: С₂>С₃>С₄>С₅.

В составе свободного газа присутствуют в незначительных количествах балластные газы - от 0 до 2,1%. Содержание азота не превышает 0,87%, углекислого газа - 1,65%.

По геохимической классификации И.С. Старобинца, газ месторождения относится к сухим, низкоазотным, низкоуглекислым и не содержащим сероводорода. Теплотворная способность газов составляет: Qn=33180-36920 кДж/м?, Св=36810-40820 кДж/м?.

Газы месторождения могут служить ценным источником топлива для коммунально-бытовых и энергетических целей.

4. Физико-литологическая характеристика пород месторождения Узловое

Освещенность месторождения керном; методика исследования; объем выполненных работ

На месторождении Узловое продуктивный этаж газоносности охватывает 4 стратиграфических горизонта. В продуктивном разрезе месторождения выделяется 57 песчано-алевритовых пласта, из них к нутовскому горизонту приурочено 27 пластов (Д, Е-Ж, И-К, Л, М, Н, О-П; 1nt, 2nt, 3nt, 4nt, 5nt, 6nt, 7nt, 8nt; Int, Ia nt, IIInt, IVnt, V-VInt, VIIa nt, VIInt, VIIInt, IXnt, Xnt, XInt), к окобыкайскому горизонту - 10 пластов (XIIok, XIIa ok, XIIIok, XIVok, XVok, XVIok, XVIIok, XVIIIa ok, XVIIIok, XIXok), к дагинскому - 17 пластов (Ia dg, Idg, IIdg, IIIdg, IVdg, Vdg, VIdg, VIIa dg, VIIdg, VIIIdg, IX-Xdg, XIdg, XIIdg, XIIIdg, XIVdg, XVdg, XVIdg), к уйнинскому - 3 пласта (Iun, IIun, IIIun).

Продуктивность установлена в 28 пластах, из которых к нутовскому горизонту приурочено 9 пластов (Int, IInt, IVnt, Vnt, VIInt, VIIInt, IXnt, Xnt, XInt), к окобыкайскому - 9 пластов (XIIa ok, XIIIok, XIVok, XVok, XVIok, XVIIok, XVIIIa ok, XVIIIok, XIXok), к дагинскому - 7 пластов (Ia dg, Idg, IIdg, IVdg, VIdg, VIIdg, IX-Xdg), к уйнинскому - 3 пласта (Iun, IIun, IIIun).

С целью изучения литолого-петрографической характеристики разреза и коллекторских свойств пород продуктивных пластов производился отбор керна в 15-ти скважинах, пробуренных до 1 июля 1976 г. на момент предыдущего подсчета запасов. Освещенность керном стратиграфических горизонтов приведена в таблице.

Освещенность керном продуктивных частей разрезов стратиграфических горизонтов

Горизонт	Проходка с отбором керна, м	Вынос керна
		м	%
Нутовской	294	89,63	25,75
Окобыкайский	812	273,4	33,7
Дагинский	1436	527,64	37,24
Уйнинский	508	248,05	48,8

При производстве буровых работ, как правило, керн отбирался из продуктивных пластов, но не всегда удавалось охарактеризовать пласт в газонасыщенной части. Интервалы отбора керна хорошо увязываются с комплексом промыслово-геофизических исследований. Литологический состав поднятых пород соответствует их геоэлектрической характеристике.

Исследование керна проводилось в лабораториях «СахалинНИПИморнефть» по стандартной методике, которая включает: ситовый, шестифракционный гранулометрический анализ (Метод.рекомендации, 1978), определение полной и открытой пористости (ОСТ 39-181-85), газопроницаемости (ГОСТ 26450,0-85), водонефтенасыщенности парафинированных образцов в аппаратах Загса (ОСТ 39-204-86), остаточной водонасыщенности методом центрифугирования (РД 39-85), электрического сопротивления, измеряемого по 2-х электродной схеме с применением моста сопротивлений (Метод. рекомендации, 1978).

После 1976 г. керн на месторождении не отбирался. Для определения оценочных параметров в условиях, приближенных к пластовым, были проведены дополнительные исследования на имеющихся в лаборатории цилиндрах. Были отобраны 170 образцов, представляющих различные стратиграфические горизонты, продуктивные пласты, литотипы пород. На данных образцах произведен комплекс физических исследований по новым методам и на новом оборудовании. С помощью автоматизированного порозиметра Бойле Лау замерялись объем и плотность зерен, пористость «по гелию» при атмосферных условиях. Прибор работает на принципе расширения газа (гелий), описанного законом Бойля. На пермеаметре определялись пористость «по гелию» и абсолютная проницаемость при пластовом и заданном давлении (400psi), а также проницаемость с учетом эффекта Клинкенберга.

Анализ всего массива данных по литолого-петрофизическому исследованию керна месторождения Узловое, позволяет сделать следующие выводы: качество проведенных исследований методически соответствует требованиям, предъявляемым в настоящее время к производству данных работ; массивы данных по пористости и проницаемости для дагинского и уйнинского горизонтов достаточно представительны для обоснования нижних пределов коллекторских свойств.

Окобыкайский и нутовский горизонты слабо охарактеризованы керновым материалом и аналитическими исследованиями, за исключением XIII ok, XIV ok, XVI ok, XVII ok, XVIII ok, XI nt пластов. Для пород нутовского горизонта данные по остаточной водонасыщенности отсутствуют. Для пород окобыкайского горизонта массив данных по остаточной водонасыщенности также недостаточно представителен: имеются определения по 4 образцам, из которых породу-коллектор представляют два образца. Имеющийся массив данных по остаточной нефтенасыщенности газовых коллекторов характеризует лишь дагинский и уйнинский горизонты. В последнем имеются данные по всем продуктивным пластам; в уйнинском горизонте исследованы породы VI, VII и IX-X пластов. Провести дополнительные исследования по определению остаточной водонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности не представляется возможным из-за отсутствия кернового материала.

Литолого-петрофизические особенности коллекторов и флюидоупоров месторождения Узловое

Особенности седиментогенеза коллекторов

Продуктивные пласты месторождения Узловое сложены мелкозернистыми, среднезернистыми, мелко-среднезернистыми, иногда гравийными и разнозернистыми песчаниками, крупнозернистыми и тонкозернистыми алевролитами, алеврито-песчаниками; отмечаются прослои глин, алеврито-глин, хлидолитов.

Образование коллекторов уйнинского горизонта происходило в относительно глубоководных условиях в переходной и удаленной зоне прибрежья, возможно, на континентальном склоне. Песчано-алевритовые пласты (III un, II un, I un) расположены в верхней части уйнинского горизонта, сложены чередованием средне-мелкозернистых и мелкозернистых, хорошо отсортированных малоглинистых песчаников, вероятно, имеют штормовое происхождение.

Осадки дагинского горизонта отлагались в прибрежно-морских обстановках в зоне фронтальной части дельты палеоАмура и мелководно-морских до континентальных. Дагинский горизонт на месторождении имеет трехчленное строение с распространением угольных слоев в средней части горизонта. Пласты XVI dg - XII dg (подугленосный горизонт) накапливались в условиях трансгрессии моря, характеризуются повышенным содержанием глинистых пород и развитием преимущественно мелкозернистых песчаников, алеврито-песчаников и алевролитов. XI dg - V dg - относятся к угленосному подгоризонту, к которому приурочены угольные прослои толщиной 1-2 м, имеют сложное ре-проциклическое и про-рециклическое строение. Пласты IV dg - I dg расположены в отложениях надугленосного горизонта, имеют четко выраженное рециклическое строение с укрупнением размерности зерен к кровле пласта. Пласты сложены преимущественно песчаниками мелко-среднезернистыми и средне-мелкозернистыми, а также крупно и разнозернистыми, к подошве пластов и слоев переходящими в песчаники мелкозернистые и алеврито-песчаники.

Глинистые отложения нижней части (около 140 м) окобыкайского горизонта, среди которых выделен XIX ok песчано-алевритовый пласт, накапливались в обстановке новой трансгрессии моря. Верхняя часть окобыкайского горизонта содержит песчано-алевритовые пласты (XVIII ok - XII ok) с тонкими прослоями бурых углей мощностью 0,5-1 м.

Отложения нутовского горизонта связаны с мощным привносом терригенного песчано-алевритового материала палеодельтой Амура. Мощные песчано-алевритовые тела отделены друг от друга тонкими глинистыми разделами, часто трудно разделимы. Выделяются пласты XI nt - I nt, выше которых разрез практически не дифференцирован из-за отсутствия глинистых прослоев.

В составе пластов нутовского и окобыкайского горизонтов основная роль принадлежит алевролитам, алеврито-песчаникам, реже мелкозернистым песчаникам, отличающимся крайне плохой отсортированностью.

Коллекторские свойства пород

Коллекторы порового типа, представлены песчаниками, алевролитами, алеврито-песчаниками и хлидолитами. Открытая пористость коллекторов меняется от 13 до 34,5%, газопроницаемость от 1,1-3 до 3000х10??мкм?. На основе корреляционных связей между оценочными параметрами (проницаемости, пористости, эффективной пористости) и седиментационными (медианный размер зерен, количество глинистого цемента, коэффициент отсортированности (рис. 6, рис. 7, 8), разработана классификация коллекторов месторождения для каждого стратиграфического горизонта. Коллекторы разделены на три группы: высокоемкие и высокопроницаемые группы А (классы I, II, III-А, с проницаемостью от 250 до 3000х10??мкм?), средней емкости и средней проницаемости группы В (классы III-Б, IVА, с проницаемостью 30-250х10??мкм?), низко емкие и низко проницаемые коллекторы группы С (классы IV-Б, V, с проницаемостью 1-30х10??мкм?).

Коллекторы уйнинского горизонта

Коллекторы группы А (классы II, III-А) имеют открытую пористость от 20,1 до 22,3% (в среднем 21-21,8%), проницаемость от 250 до 700х10??мкм?), глинистость 6,8-16,5% (в среднем 9,8-12,6%), содержат минимальное количество остаточной воды (14,5-20,5, в среднем менее 17%), эффективную пористость от 16 до 18%. Сложены хорошо отсортированными песчаниками средне-мелкозернистыми и мелкозернистыми с медианным размером зерен от 0,13 до 0,22 мм (в основном 0,15-20 мм). Коллекторы I класса отсутствуют.

Коллекторы группы В (классы III-Б, IV-А) имеют открытую пористость от 14,4 до 21,8% (в среднем 18-19%), проницаемость от 30 до 250х10??мкм?, глинистость 6-19,8% (в среднем 10,5-12%), содержат остаточную воду в количестве 21-41% (в среднем 22,7-29,9%), эффективную пористость от 11 до 16%. Сложены песчаниками мелкозернистыми, средне-мелкозернистыми, реже алеврито-песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с медианным размером зерен от 0,08 до 0,20 мм.

Коллекторы группы С (классы IV-Б, V) имеют открытую пористость от 10 до 19,3% (в среднем 15,4-17%), проницаемость от 1,1 до 30х10??мкм?, глинистость 10,2-23,4% (в среднем 14,5-15,5%), содержат остаточную воду в количестве 39,5-56% (в среднем 42,2-50,1%), эффективную пористость от 5-11%. Коллекторами этой группы являются преимущественно алеврито-песчаники, алевролиты и мелкозернистые реже средне-мелкозернистые песчаники с медианным размером зерен от 0,05 до 0,15 мм.

Коллекторы дагинского горизонта

Коллекторы группы А (классы I, II, III-А) имеют пористость от 22,7 до 27,2% (в среднем 23,4-25%) при эффективной пористости от 16 до 22,4%, проницаемость 250-3000х10??мкм?, глинистость от 2 до 18,4 (в среднем 6,9-10,3%). Остаточная водонасыщенность составляет 13-32%. Коллекторами этой группы являются преимущественно песчаники средне-мелкозернистые и мелко-среднезернистые, реже присутствуют мелкозернистые песчаники и алеврито-песчаники с медианным размером зерен от 0,07 до 0,37 мм (в основном 0,14-0,30 мм).

Коллекторы группы В (классы III-Б, IV-А) имеют открытую пористость от 16 до 25,7% (в среднем 20,6-21,4%), эффективную пористость 11-16%, проницаемость от 30 до 250х10??мкм?, глинистость 2-24% (в среднем 13,4-15,6%), содержат остаточную воду в количестве 22-44% (в среднем 29,6-34,5%). Сложены песчаниками мелкозернистыми, средне-мелкозернистыми, реже алеврито-песчаниками с медианным размером зерен от 0,06 до 0,3 мм (с преобладанием от 0,08 до 0,15 мм).

Коллекторы группы С (классы IV-Б, V) имеют открытую пористость от 10,5 до 24,4% (в среднем 16,8-18,8%), эффективную - 5-11%, проницаемость от 1,1 до 30х10??мкм?, глинистость 13,3-33,3% (в среднем 17,6-19,5%), содержат остаточную воду в количестве 35-62% (в среднем 38,3-48,2%).

Коллекторы нутовского и окобыкайского горизонтов

Коллекторы группы А (классы I, II, III-А) имеют открытую пористость от 22,7 до 32,3% (в среднем 26,2-30,7%), проницаемость от 250х10??мкм? до 1232,7х10??мкм?, глинистость от 3,5 до 36% (в среднем 15,4-25,4%). Остаточная водонасыщенность не изучена. Уже в этой группе наблюдается заметное увеличение глинистого материала, что должно привести к увеличению остаточной водонасыщенности и заметному уменьшению эффективной пористости по сравнению с открытой. Коллекторами этой группы являются преимущественно песчаники мелкозернистые и алеврито-песчаники с медианным размером зерен от 0,055 до 0,17 мм (в основном 0,09-0,13 мм).

Коллекторы группы В (классы III-Б, IV-А) характеризуются значениями открытой пористости от 20,4 до 34,5% (в среднем 26,2-29,5%), проницаемость их колеблется от 250 до 30х10??мкм?, количество глинистого цемента от 7,7 до 47% (в среднем 26,2-29,5%). Остаточная водонасыщенность не определена. Группа сложена алеврито-песчаниками, хлидолитами, реже мелкозернистыми песчаниками с медианным размером зерен от 0,04 до 0,12 мм.

Коллекторы группы С (классы IV-Б, V) характеризуются значениями открытой пористости от 10 до 29,21% (в среднем 16,9-25%), проницаемость их меняется от 2,5 до 30х10??мкм?, глинистость от 28,5 до 47% (в среднем 33.6-44%). Остаточная водонасыщенность не определена. Коллекторы этой группы сложены преимущественно алевролитами и хлидолитами с медианным размером зерен от 0,01 до 0,08 мм.

Таким образом, коллекторы, входящие в состав разных стратиграфических горизонтов образовались в различных обстановках и имеют характерные отличительные литолого-структурные и оценочные параметры.

Состав обломочной части алеврито-песчаных пород-коллекторов

Алеврито-песчаные породы продуктивных пластов месторождения Узловое содержат 70-95% обломочного материала, характеризуются преимущественным распространением в составе обломочной части минеральных компонентов: кварца и полевых шпатов. Количество кварца составляет, в основном, 41,1-55,1%.

В группе полевых шпатов (20-36,6%) преобладают калиевые разности - ортоклазы и микроклины (16,3-32,2%), присутствуют Ca-Na полевые шпаты - плагиоклазы (ряда олигоклаз-андезин) - 4,1-10,9%. Обломки пород составляют 8,2-32,5%, представлены кремнистыми (4,1-17,9%), кварцитовидными (0,9-8,4%), кремнисто-слюдистыми породами (0-2,8%), кислыми эффузивами + сильно измененными эффузивами средне-основного состава (0-2,4%), алевролитами (0-7,8%), аргиллитами (0-5,6%), микропегматитами + гранитоидами (0-3,5%). Наиболее распространены кремнистые, кварцитовидные породы, алевролиты и аргиллиты. В незначительном количестве присутствуют в различной степени гидратизированные пластинки биотита, неизмененных мусковитов, бурые углефицированные и пиритизированные растительные остатки.

В соответствии с классификацией В.Д. Шутова (1972 г.) алеврито-песчаные породы относятся к граувакковым аркозам и к полевошпат-кварцевым грауваккам. Изменений в составе породообразующих компонентов по разрезу не наблюдается.

В составе тяжелой фракции пород отмечаются циркон, гранат, лейкоксен, черные рудные минералы, пирит, в подчиненном количестве присутствуют титанистые минералы, эпидот, турмалин; в единичных зернах - монацит, ксенотим, ортит, ставролит, хлоритоид, сфен, рутил, анатаз.

Состав цементов коллекторов и основной массы глин

Количество цемента в коллекторах месторождения составляет от 5 до 48%. Цемент сложен преимущественно глинистыми минералами: каолинитом, гидрослюдой, смешанослойными минералами ряда гидрослюда-монтмориллонит, хлоритом, монтмориллонитом. В высокопроницаемых коллекторах группы А (с проницаемостью более 250х10??мкм?) преобладают крупночешуйчатые вторичные каолиниты (до 60-70%), присутствуют смешанослойные образования. Седиментационные хлориты и гидрослюды в количестве до 5-7%. В низкопроницаемых породах группы С, а также в коллекторах, содержащих повышенное количество глинистого цемента (нутовский, окобыкайский горизонты) в составе цемента значительное количество монтмориллонита и смешанослойных минералов монтмориллонитового ряда. В породах со средней проницаемостью развиты каолиниты и смешанослойные образования.

В составе цементов коллекторов также присутствуют карбонатные минералы - сидерит, кальцит, доломит. Последние два минерала иногда образуют основную часть цементов в непроницаемых прослоях, толщиной до 2 м (чаще 20-30 см).

Железистый карбонат часто развивается по биотиту, образуя вторичный цемент. Кроме отмеченных минералов, в составе цемента иногда наблюдается пирит, лейкоксен, гидроокислы железа.

Основная масса глин и алеврито-глин нутовского, окобыкайского и верхних 100 м дагинского горизонтов сложена седиментационными глинистыми минералами: монтмориллонитом 35-90% (в среднем 61,9%), каолинитом (5-20%), гидрослюдой (5-35%), хлоритом (от 0 до 10) (таблицы 7,9). Глины основной части дагинского горизонта содержат монтмориллонит (20-60%) и смешанослойные минералы (10-35%) с количеством набухающих пакетов 30-80%, каолинит (5-45%), гидрослюду (20-40%), редко хлорит. Глинистые породы уйнинского горизонта в верхней части сложены смешанослойными минералами (45%) с количеством набухающих пакетов 40-50%, в нижней - преимущественно смешанослойными минералами (75%), с количеством набухающих пакетов около 10%.

В основной массе глин, кроме глинистых минералов почти повсеместно присутствует железистый карбонат ряда сидерит-анкерит, гидроокислы железа, в отдельных прослоях (над XV dg, II un) отмечается примесь тонкоагрегатного кремнистого материала. В отложениях дагинского, окобыкайского и нутовского горизонтов встречаются углистые алевролиты и глины.

Катагенетическая преобразованность пород и изменение коллекторских свойств в разрезе месторождения