Об особенностях обводнения скважин на периферийных участках сеноманской газовой залежи Ямбургского месторождения в процессе ее эксплуатации

ОБ ОСОБЕННОСТЯХ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН НА ПЕРИФЕРИЙНЫХ УЧАСТКАХ СЕНОМАНСКОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ ЕЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Л.Г. Кузьмук, А.В. Чичмарева

Результаты эксплуатации сеноманской залежи Ямбургского месторождения свидетельствуют о достаточно высокой степени влияния неоднородности продуктивной толщи на работу скважин и показатели разработки. Особенно это заметно по неравномерному подъему уровня газоводяного кон -такта (ГВК) и обводнению ряда эксплуатационных скважин. Предвидение таких негативных явлений при вводе отдельных скважин в эксплуатацию, безусловно, может повысить качество их эксплуатации и эффективность разработки залежи в целом. С этой целью авторами статьи была предпринята попытка прогноза обводнения залежи на основе анализа строения продуктивного разреза и геологических условий эксплуатации вновь пробуренных скважин в пределах зон УКПГ-1 (кусты 117 и 118) и УКПГ-6 (кусты 618 и 619).

Эксплуатационные кусты 117 и 118 расположены в западной крыльевой части сеноманской залежи. Ранее ее строение было освещено результатами бурения трех разведочных скважин - Р-3, Р-51 и Р-151. Причем в процессе эксплуатации залежи скв. Р-51 используется в качестве наблюдательной за продвижением текущего газоводяного контакта. Начальные запасы газа этой части залежи составляют около 17 % запасов, приуроченных к зоне УКПГ-1.

В зоне УКПГ -1 отбор газа осуществлялся эксплуатационными скважинами, расположенными в сводовой части залежи. В процессе эксплуатации здесь отмечен активный подъем пластовых вод и формирование текущего уровня газоводяного контакта. В ряде эксплуатационных кустов он поднялся более чем на 50 м выше уровня начального ГВК. К западу в направлении пробуренных дополнительных кустов 117 и 118 наблюдение за подъемом текущего уровня ГВК осуществляется в наблюдательной скв. 51-ПЗ и в вертикальной эксплуатационной скв. 1060, пробуренной со вскрытием начального уровня ГВК. Наблюдениями установлено, что в скв. 51-ПЗ на начало 2007 г. текущий ГВК поднялся по отношению к ГВК начальному на 37 м, а в скв. 1060 его подъем зафиксирован только на 17 м гипсометрически выше уровня начального ГВК.

В пределах газоносной площади, расположенной к западу от куста 117 и к югу от куста 118, уровень подъема пластовых вод в процессе эксплуатации не превысил 10-12 м относительно уровня начального ГВК. При этом текущая эффективная газонасыщенная толщина коллекторов в зоне расположения дополнительных эксплуатационных кустов 117, 118 и 119 достигла 40-60 м.

Куст 117 расположен в 1,5 км западнее скв. 51-ПЗ. В нем пробурены и освоены 3 эксплуатационные наклонно-направленные скважины: 1172, 1173 и 1174 (рис. 1). Уровень текущего ГВК залежи в зоне куста, учитывая тенденцию его снижения к западу, предположительно находится на 27-22 м выше уровня начального ГВК.

Бурение скважин куста 117 завершено при глубинах забоев в среднем на 15 м гипсометрически выше предполагаемого уровня текущего ГВК. Вскрытая скважинами истинная (по вертикали) газонасыщенная толщина продуктивного пласта не превысила 20-21 м при его текущей газонасыщенной толщине 35-40 м. Поэтому бурением здесь освещена только кровельная часть продуктивного разреза залежи, литолого-физическое строение которого изучено по результатам интерпретации материалов ГИС, которые проведены во всех трех эксплуатационных скважинах. Для построения профильных разрезов учтены результаты детального расчленения продуктивной толщи по материалам ГИС в скв. 1040, 51-ПЗ и Р-3, пробуренных вертикальными стволами со вскрытием начального ГВК залежи.

В процессе разработки сеноманской залежи в скв. 1040 и 51-ПЗ ежегодно проводились наблюдения за обводнением залежи, формированием и подъемом текущего ГВК. Поэтому представленные на обоих профильных разрезах залежи результаты корреляции пород между скважинами позволяют сделать вывод о возможном влиянии геологических факторов на притоки газа, пластовых вод и их активность в процессе эксплуатации.

Согласно рис. 1а литолого-физическая характеристика пород сеноманской залежи в скв. 51-ПЗ достаточно контрастно отличается от характеристики пород в скв. 1040. Если в скв. 1040 геоло-

Рис. 1. Профильные разрезы: а - по линии скв. 117 (2, 3, 4)-51П3-1040; б - по линии скв. Р-3-117 (3):

1 - коллекторы 1-11 классов, песчаники; 2 - коллекторы III класса, алевролиты; 3 - коллекторы 1У-У классов;

4 - породы-неколлекторы; 5 - водонасыщенные коллекторы; 6 - обводненные коллекторы; 7 - текущий ГВК; 8 - начальный ГВК

гический разрез газонасыщенной части сеноманской залежи представлен пластами-коллекторами преимущественно 1-111 классов, обладающими высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), то в скв. 51-ПЗ, наоборот, он представлен преимущественно низкопроницаемыми пластами-коллекторами, а в средней части разреза - глинистыми пластами-неколлекторами. Верхняя часть продуктивного разреза сеноманской залежи в пробуренных скважинах достаточно хорошо коррели-руется с разрезом скв. 51-ПЗ. В кровле залежи во всех трех скважинах прослеживается 2-3-метровый пласт высокопроницаемого песчаника. Стратиграфически ниже этого пласта песчаника в рассматриваемых скважинах и в скв. 51-ПЗ прослеживается пачка низкопроницаемых пород-коллекторов. На полную толщину скважинами куста 117 они не вскрыты. В скв. 51-ПЗ толщина этой пачки достигает 22 м. Можно предположить, что забои эксплуатационных скважин находятся всего в нескольких метрах от подошвы этой пачки.

О характере строения продуктивной толщи, залегающей ниже забоев эксплуатационных скважин куста 117, можно судить также по разрезу скв. 51-ПЗ. В этой скважине нижезалегающая 50-метровая толща газонасыщенных пород представлена чередованием низкопроницаемых пластов-коллекторов толщиной от 5 до 15 м и глинистых непроницаемых пластов малой толщины. В ее кровельной части в скв. 51-ПЗ прослеживаются два непроницаемых глинистых пласта толщиной 3 и 4 м. Ниже по разрезу выделяются несколько маломощных непроницаемых пропластков-неколлектов (на профильном разрезе они не показаны из-за малой их толщины). По падению газонасыщенных пород к западу от эксплуатационного куста 117 в их разрезе наблюдается увеличение количества пластов-неколлекторов и ухудшение ФЕС пластов-коллекторов. Все это позволяет предполагать, что в процессе эксплуатации скв. 1172 и 1174 дренированием будет охвачен эффективный газонасыщенный объем пород только верхней части сеноманской залежи. При этом приток газа к стволам скважин будет проходить по напластованию газонасыщенных пород-коллекторов и иметь латеральный ха-

рактер. Дренирование залежи эксплуатационными скважинами куста 117 из невскрытой нижезале-гающей части газонасыщенных пород, расчлененной пластами-неколлекторами, будет сильно затруднено из-за отсутствия благоприятных условий для вертикального притока газа вверх по разрезу к их забоям. Эта часть газонасыщенного разреза залежи будет и далее дренироваться эксплуатационными скважинами куста 104 и других близлежащих кустов УКПГ-1 и УКПГ-2. Что же касается подъема уровня текущего ГВК в зоне эксплуатационного куста 117 по мере выработки и обводнения залежи в процессе эксплуатации, то можно ожидать в основном его равномерный характер. Осложнения в процесс равномерности обводнения и активности подъема уровня текущего ГВК может внести опережающее продвижение пластовых вод по высокопроницаемому маломощному пласту-коллектору, который прослеживается в кровле сеноманской залежи в случае его развития до уровня ГВК и контакта с пластовыми водами.

Вскрытый наклонно-направленной скв. 1173 продуктивный разрез сеноманской залежи иллюстрируется на профильном геологическом разрезе по линии скв. Р-3-1173 (рис. 1 б). Целесообразность составления отдельного профиля диктовалась в основном двумя причинами. Во-первых, наклонный ствол этой скважины имеет юго-западное направление и находится на одной профильной линии со скв. Р-3. Во-вторых, литолого-физическая характеристика вскрытого скв. 1173 продуктивного разреза несколько отличается от продуктивного разреза скв. 1172 и 1174. В разрезе этой скважины в кровельной части залежи маломощный высокопроницаемый пласт песчаника замещен низкопроницаемым пластом-коллектором, толщина которого достигает 10 м. Стратиграфически ниже прослеживается 5-метровый пласт песчаника с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. На представленном профильном разрезе он коррелируется с пластом-коллектором средней величины ФЕС в скв. Р-3. Литолого-физическая характеристика продуктивного разреза сеноманской залежи, невскрытая скв. 1173, представлена главным образом переслаиванием низкопроницаемых пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов. Поэтому дренирование этого разреза скв. 1173 в процессе ее эксплуатации, как и другими скважинами куста 117, будет затруднено. Приток газа к стволу эксплуатационной скважины будет проходить по напластованию пород-коллекторов и иметь преимущественно латеральный характер.

Куст эксплуатационных скважин 118 расположен в 4 км юго-восточнее куста 117 и в 3,5 км восточнее скв. Р-3. В кусте пробурены 4 наклонно направленных эксплуатационных скважины: 1181, 1182, 1183 и 1184. Уровень текущего ГВК залежи в зоне местоположения куста предположительно находится на 22-17 м выше уровня начального ГВК. По отношению к предполагаемому гипсометрическому уровню текущего ГВК в зоне куста 118 уровни забоев эксплуатационных скважин находятся на 17, 15, 25 и 20 м выше.

Длина наклонных стволов скважин в газонасыщенном пласте залежи составляет сответствен-но 161, 190, 296 и 148 м. При этом истинная толщина вскрытых газонасыщенных коллекторов составляет от 38 до 50,4 м. В целом же в кусте 118 бурением освещено почти 60 % начальной газонасыщенной толщины разреза залежи. Текущая газонасыщенная толщина пород в кусте находится в пределах 75-85 м. Вскрытый продуктивный разрез изучен по результатам интерпретации материалов ГИС. Они проведены во всех четырех скважинах. С целью литолого-физической характеристики продуктивных отложений на полную толщину, включая породы-коллекторы в интервале начального уровня ГВК, учтены данные ГИС скв. Р-3 и 1040, вскрывшие эти отложения (рис. 2а).

Направление наклонных стволов скв. 1183 и 1181 соответственно юго-западное по падению пород и северо-восточное по их восстанию, на одной линии со скв. Р-3 и 1040. Направление наклонных стволов скв. 1182 и 1184 соответственно северо-западное и юго-восточное, близкое к горизонтальному простиранию пород продуктивного пласта. Поэтому корреляция вскрытого ими разреза приведена на отдельном профильном разрезе (рис. 2б).

Как видно на рис. 2а, б, литолого-физическая характеристика разреза по расчлененности и качеству пород-коллекторов, вскрытого скважинами куста 118, близка к разрезу скв. Р-3 и заметно отличается от разреза скв. 1040. В обеих скважинах кровельная часть продуктивного разреза залежи толщиной от 10 до 15 м представлена преимуществено низкопроницаемыми породами-коллекторами. В разрезе кровельной части залежи в скв. 1181 и 1183 прослеживается 2-3-метровый пласт песчаника с высокими ФЕС. В других двух скважинах куста 118 этот пласт замещен низкопроницаемым пластом такой же толщины. Стратиграфически ниже вскрытый скважинами куста 118 разрез пред-

Рис. 2. Профильные разрезы: а - по линии скважин Р-3-118 (1, 2, 3, 4)-1040; б - по линии скважин 118 (2, 4):

1 - коллекторы 1-11 классов, песчаники; 2 - коллекторы III класса, алевролиты; 3 - коллекторы 1У-У классов;

4 - породы-неколлекторы; 5 - водонасыщенные коллекторы; 6 - обводненные коллекторы; 7 - текущий ГВК; 8 - начальный ГВК

ставлен пластами-коллекторами более высоких классов (1-111). Толщина их в скв. 1181, 1182 и 1184 достигает более 25 м. В скв. 1183 прослеживается всего один пласт высокопроницаемого песчаника толщиной около 6 м в призабойной части. Коллекторские свойства пород этого пласта остались количественно не охактеризованными. Забой же этой скважины находится в низкопроницаемом пласте, вскрытом скважиной на глубину около 3 м по вертикали. Скважиной 1182 в призабойной части вскрыт пласт-неколлектор толщиной около 3 м по вертикали и низкопроницаемый пласт-коллектор, вскрытый частично на глубину около 6 м. Скважина 1184 остановлена бурением в пласте-неколлекторе, вскрыв его на глубину около 2 м. Скважина 1181 остановлена бурением в подошве высокопроницаемого пласта-песчаника.

О строении газонасыщенного разреза, залегающего стратиграфически ниже забоев эксплуатационных скважин куста 118 до предполагаемого уровня текущего ГВК, можно судить по разрезу скв. 1040, интерполируя его на уровень ГВК (рис. 2а). Этот разрез представлен переслаиванием низко- и высокопроницаемых пород-коллекторов. На уровне забоев скважин прослеживается пласт-неколлектор толщиной около 3 м и низкопроницаемый пласт-коллектор толщиной более 10 м.

Таким образом, исходя из характеристики расчлененности и фильтрационно-емкостных свойств пород, слагающих подошвенную газонасыщенную часть разреза залежи, в процессе эксплуатации вновь пробуренных скважин можно прогнозировать, что обводнение залежи будет равномерным при затрудненных условиях вертикального подъема пластовых вод. Отработка залежи скважинами дополнительного куста будет тесно газодинамически связана с работой действующих эксплуатационных скважин других близ расположенных эксплуатационных кустов УКПГ-1. Наибольший

риск продвижения воды по отдельному пласту и возможное опережающее обводнение залежи существует в скв. 1183, в которой в призабойной части ствола прослеживается пласт песчаника, обладающий высокими фильтрационными свойствами. По падению он, вероятно, погружается в водоносную часть залежи. В процессе эксплуатации по этому пласту возможно опережающее подтягивание пластовых вод и поступление ее к стволу эксплуатационной скв. 1183.

Эксплуатационные кусты 618 и 619 пробурены на пологом восточном склоне Ямбургского поднятия на границе зон расположения скважин УКПГ-6 и УКПГ-7. Уровень начальной плоскости ГВК в районе их расположения находится на абсолютной глубине (-1165)—(-1167) м, а начальные эффективные газонасыщенные толщины коллекторов достигают 80 м.

В процессе эксплуатации залежи установлено проявление упруго-водонапорного режима с формированием поверхности текущего газоводяного контакта. В районе кустов 618 и 619 она имеет сложную конфигурацию. В пределах зоны УКПГ-6 наиболее высокие абсолютные глубины уровня текущего ГВК наблюдаются в зоне эксплуатационных кустов 607, 608, 610, 611, 612, где высота его подъема достигает 50 м. К северу от нее прослеживается область слабого дренирования залежи (район скв. 7145 и 7200). В то же время узкая зона обводнения намечается к северо-востоку от куста 619 в районе скв. 7175 и 7161.

Контроль гипсометрического положения поверхности ГВК в районе расположения эксплуатационных скважин кустов 618 и 619 проводится в одиночных наблюдательных скважинах 62-Н, 601-Н, 602-Н, 603-Н и в вертикальных эксплуатационных и наблюдательных скважинах кустов в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7.

Куст 618 фактически пробурен в южной части зоны расположения эксплуатационных скважин УКПГ-7, на расстоянии 400 м к северу от разведочной скв. Р-106. Он включает одну вертикальную наблюдательную скв. 6180, вскрывшую газоводяной контакт, и три наклонно-направленные эксплуатационные скважины с субгоризонтальным окончанием стволов (скв. 6181, 6182, 6183).

В наблюдательной скв. 6180 выполнен полный комплекс промыслово-геофизических исследований, что позволило уточнить геологическое строение и фильтрационно-емкостные параметры сеноманской залежи, а также установить гипсометрическое положение контакта газ—вода. В районе куста 618 текущий газоводяной контакт прослеживается по результатам промыслово-геофизических исследований на глубине 1177 м, что на 21 м выше начального уровня ГВК. Эффективная газонасыщенная толщина залежи составляет 48,5 м, а коэффициент песчанистости — 0,87.

Разрез сеноманской продуктивной толщи в скв. 6180 близок по своему строению и составу к разрезу разведочной скв. Р-106 и сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, глинистых алевролитов и глин (рис. 3). В его газонасыщенной части выделяются две пачки алевролитов с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами. Они перекрыты и подстилаются пластами глинистых алевролитов и глин.

Верхняя высокопроницаемая пачка толщиной 8 м сложена пластами алевролитов с тонкими прослоями песчаников. Алевролиты относятся к коллекторам III класса. Эффективная пористость их изменяется от 21 до 28 %, а проницаемость — от 120 до 380 мД. Пачка выдержана по толщине и хорошо прослеживается в западном и восточном направлениях.

Нижняя алевролитовая пачка толщиной 6,5 м также представлена коллекторами III класса, но с более низкой фильтрационно-емкостной характеристикой: эффективная пористость их составляет 19,5 %, а проницаемость — около 100 мД. Эта пачка распространяется в западном направлении, а в восточном замещается глинистыми алевролитами (скв. 62-Н).

Глинистые алевролиты относятся к коллекторам IV класса. Их эффективная пористость коле -блется от 13 до 18 %, а проницаемость — от 13 до 66 мД.

Газонасыщенные коллекторы залежи вскрыты на глубину по вертикали от 39—39,7 м (скв. 6181 и 6183) до 41,7 м (скв. 6182). При этом забои скважин находятся на 15—18 м выше текущего ГВК.

Для характеристики сеноманской залежи в наклонно-направленных скважинах проведен метод высокочастотных индукционных каротажных изопараметрических зондирований (ВИКИЗ), позволивший определить эффективные толщины и фильтрационно-емкостые параметры газонасыщенных коллекторов. Анализ этих данных указывает на высокую степень неоднородности разреза вскрытой части залежи. Так, в скв. 6181 и 6183 наблюдается сильная глинизация залежи и ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Прослои алевролитов и глинистых

ЮЗ

СВ

Куст 618

0321

1 4 ///

2 5 /''ч»

3 • • •

8

9

Рис. 3. Профильный разрез по линии скважин Р-106-618 (0, 3, 2, 1):

1 - коллекторы 1-11 классов, песчаники; 2 - коллекторы III класса, алевролиты; 3 - коллекторы 1У-У классов, глинистые алевролиты; 4 - некондиционные коллекторы; 5 - породы-неколлекторы; 6 - начальный газоводяной контакт;

7 - водонасыщенные коллекторы; 8 - текущий газоводяной контакт; 9 - обводненные коллекторы

алевролитов, относящиеся к породам-коллекторам III и IV классов, становятся некондиционными или замещаются глинами, толщина которых достигает 13-14 м. Коэффициент песчанистости залежи составляет в разрезах этих скважин 0,65, тогда как в скв. 6180 и 6182 он достигает 0,87. В скв. 6181 доля высокопроницаемых коллекторов составляет всего 0,33, а в остальных скважинах куста - около 0,5.

Газонасыщенные отложения сеномана, залегающие стратиграфически ниже забоев эксплуатационных скважин куста 618, представлены чередованием пластов алевролитов (коллекторы III класса) и глинистых алевролитов (коллекторы IV класса). Их общая толщина - 6,2 м. Эти породы перекрыты пластом глин (скв. Р-106), который в разрезе скв. 6180 замещается пластом некондиционных кол -

лекторов V класса толщиной 2,8 м. Пласт залегает на 2-3 м глубже забоев скв. 6182 и 6183. Он, вероятно, будет препятствовать движению к забоям скважин газа по вертикали и затруднять дренирование газонасыщенных пород, которые не вскрыты наклонными скважинами. Поэтому приток газа к стволам скважин будет проходить по напластованию пород-коллекторов и иметь латеральный характер.

Эффективная газонасыщенная толщина пород-коллекторов в необводненной части залежи куста 618 составляет 48,5 м, средневзвешенные значения открытой пористости и газонасыщенности достигают соответственно 28,5 и 67 %, а эффективная пористость - 19 %.

Таким образом, можно сделать вывод, что условия эксплуатации скважин куста 618 на первой стадии будут благоприятными для добычи газа. Однако в дальнейшем возможно обводнение забоев скважин по пласту-коллектору III класса, залегающему в разрезе скв. 6180 в интервале абсолютных глубин (-1125) - (-1131) м. Этот пласт в районе наблюдательной скв. 62-Н погружается ниже поверхности текущего ГВК.

Куст 619 находится на границе зон расположения скважин УКПГ-6 и УКПГ-7 на расстоянии

1 км к северу от скв. 20301 неокомского эксплуатационного фонда и 3,5 км к юго-западу от сеноманской эксплуатационной скв. 7175. Куст включает три наклонно-направленные эксплуатационные скважины (скв. 6191, 6192, 6193) с субгоризонтальным окончанием стволов. Начальный газоводяной контакт в районе куста 619 находится в интервале абсолютных глубин (-1166) - (-1167) м.

На основании данных ГИС-контроля и карты текущего ГВК предполагается, что уровень его поверхности поднялся на 31 м относительно начального положения (рис. 4). Общая толщина не охваченной обводнением части залежи составляет более 59 м. Газонасыщенные коллекторы залежи вскрыты на глубину от 27 до 37 м по вертикали. При этом забои скважин находятся на 22-26 м выше текущего ГВК.

По данным интерпретации материалов ВИКИЗ, проведенного в наклонно-направленных скважинах куста 619, породы-коллекторы с наилучшими ФЕС присутствуют в разрезе скв. 6193, где прослеживается пачка песчано-алевролитовых пород (коллекторы НП классов) толщиной 17 м по вертикали. В юго-восточном и юго-западном направлениях свойства этой пачки несколько ухудшаются. В разрезах скв. 6191 и 6192 присутствуют, в основном, коллекторы III и IV классов.

Геологическое строение газонасыщенных отложений сеномана, не вскрытых эксплуатационными скважинами куста 619, показано на профильном геологическом разрезе по линии скв. 6092-Р4-20301-7175 (рис. 4). Минимальная толщина этих отложений до предполагаемого уровня текущего ГВК составляет 22 м. В скв. 20301, ближайшей к кусту 619, в этой толще прослеживается пачка песчано-алевролитовых пород-коллекторов III класса толщиной около 5 м, которая перекрывается и подстилается двумя пластами глин толщиной порядка 6 м каждый. Ниже глинистого пласта, вероятно, необводненной осталась кровельная часть песчано-алевролитовой пачки, толщина которой - около 5 м.

Следовательно, ниже забоев эксплуатационных скважин куста 619 предположительно находится зона слабого дренирования залежи, которая будет препятствовать движению газа к забоям скважин, а также активному подъему ГВК по вертикали в процессе эксплуатации залежи.

Эффективная газонасыщенная толщина пород-коллекторов в необводненной части залежи куста 619 составляет 45 м, средневзвешенные значения эффективной пористости достигают 21-22 %. Из этого следует, что условия эксплуатации скважин куста 619 на первой стадии будут благоприятными для добычи газа.

Таким образом, проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы.

Геологические условия эксплуатации дополнительных скважин на периферийных участках сеноманской залежи Ямбургского месторождения (УКПГ-1 и УКПГ-6) в основном благоприятны для добычи газа. Пласты глин и низкопроницаемых пород, залегающие ниже забоев этих скважин, будут препятствовать активному продвижению ГВК по вертикали.

Обводнение эксплуатационных скважин будет происходить в основном по напластованию пород-коллекторов.

Равномерный характер подъема ГВК в ряде пробуренных на периферии залежи скважин может осложняться опережающим продвижением пластовой воды по высокопроницаемым маломощным пластам-коллекторам, которые погружаются по падению пластов в их водоносную часть.

Рис. 4. Профильный разрез по линии скв. 6092-Р-4-20301-619 (1, 2, 3)-7175:

1 - коллекторы 1-11 классов, песчаники; 2 - коллекторы III класса, алевролиты; 3 - коллекторы 1У-У классов, глинистые алевролиты; 4 - породы-неколлекторы; 5 - начальный газоводяной контакт; 6 - водонасыщенные коллекторы; 7 - текущий

газоводяной контакт; 8 - обводненные коллекторы