1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Продуктивные пласты Бураевского месторождения представлены преимущественно карбонатными и терригенными коллекторами, обладающими переменными фильтрационно-емкостными свойствами. Основные сведения о физико-гидродинамических свойствах коллекторов получены на основе анализа образцов керна, данных геофизических исследований скважин (ГИС), а также результатов гидродинамических исследований (ГДИС).

По данным кернового анализа, коэффициент пористости варьируется от 0.14 до 0.22, а проницаемость — от 35 до 150×10⁻³ мкм² в зависимости от литологии и стратиграфического уровня. Терригенные коллекторы (пласт C1tl) характеризуются более высокой проницаемостью и пористостью по сравнению с карбонатными (C2ks, C2vr, D3fm), в которых наблюдается значительная литологическая неоднородность.

На основании ГИС (нейтрон-гамма, плотностной каротаж, кавернометрия) подтверждена высокая изменчивость эффективной мощности по площади залежи, что свидетельствует о неоднородном распределении коллектора как в вертикальном, так и в латеральном направлениях. Коэффициент песчанистости и коэффициент насыщения изменяются в широком диапазоне, что отражает фациальные особенности осадконакопления.

Гидродинамические исследования пластов позволили оценить параметры пьезопроводности и гидропроводности пород-коллекторов. Пьезопроводность варьируется от 0.03 до 0.12 м²/с, а гидропроводность — в пределах 0.01–0.05 м²/Па·с. Такие значения указывают на достаточно ограниченное распространение давления по пласту, особенно в карбонатных коллекторах, где влияние трещиноватости слабо выражено.

Подвижность нефти в пластовых условиях определяется по формуле: M = k / μ, где k — проницаемость, μ — вязкость нефти. С учетом вязкости в диапазоне 6–15 мПа·с, подвижность составляет 3.3–20 мкм²/(мПа·с), что является удовлетворительным показателем для применения методов воздействия на пласт, в том числе ГРП.

Неоднородность коллекторов по разрезу и площади залежи выражена значительными колебаниями толщин, пористости и проницаемости. По данным статистической обработки результатов исследований, коэффициент вариации проницаемости превышает 0.4, что свидетельствует о высокой степени неоднородности, особенно в пределах карбонатных пластов. Фациальная изменчивость, локальные литологические замещения и наличие линзовидных тел создают дополнительные сложности в прогнозе фильтрационных свойств.

Краткие выводы:

– Продуктивные коллекторы характеризуются высокой литологической и фильтрационной неоднородностью.

– По результатам анализа керна, ГИС и ГДИС выявлена значительная изменчивость свойств по площади залежи.

– Терригенные пласты обладают лучшими коллекторскими свойствами по сравнению с карбонатными.

– Подвижность нефти удовлетворительная, но требует мероприятий по интенсификации.

– Показатели пьезопроводности указывают на локальный характер распространения давления, что необходимо учитывать при проектировании ГРП и выборе технологии воздействия на пласт.

1.3. Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Физико-химические свойства флюидов на Бураевском месторождении варьируются в зависимости от геологического строения, глубины залегания и типа коллектора. Наиболее изученные параметры включают плотность нефти, давление насыщения, газосодержание, объемный коэффициент и вязкость в пластовых условиях.

Анализ по площади залежей показывает, что нефть в верхних горизонтах характеризуется меньшей плотностью и большей газонасыщенностью, в то время как в нижележащих зонах наблюдается рост плотности и вязкости. Переходная зона ниже ГНК отличается увеличением объемного коэффициента и снижением давления насыщения.

Для оценки свойств были использованы данные лабораторных анализов проб нефти, отобранных из различных скважин, а также результаты промысловых испытаний. Особое внимание уделено зонам, прилегающим к ВНК, где наблюдаются выраженные изменения параметров, влияющие на разработку залежи и выбор методов интенсификации. Физико-химические свойства флюидов по продуктивным пластам представлены в табл. 2.

Таблица 2

Физико-химические свойства флюидов по продуктивным пластам

Наименование параметра	Численные значения
	диапазон значений	принятые значения
1	2	3
Пластовое давление, МПа	12.0–13.5	12.8
Пластовая температура, °С	45–53	49
Давление насыщения, МПа	7.5–9.2	8.7
Газосодержание, м³/т	45–70	60
Плотность в условиях пласта, кг/м³	832–848	840
Вязкость в условиях пласта, мПа·с	6.3–11.0	9.5
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10⁻⁴	13–18	15

Краткие выводы:

– Свойства нефти варьируются по разрезу и площади залежей, что необходимо учитывать при проектировании мероприятий по увеличению нефтеотдачи.

– В нижележащих зонах наблюдаются более высокие плотности и вязкости нефти, что затрудняет фильтрацию и снижает дебит скважин.

– Газосодержание и объемный коэффициент снижаются с глубиной, увеличивая сложность разработки переходной зоны ниже ГНК.

– Полученные данные позволяют более точно оценивать распределение флюидов и определять оптимальные параметры воздействия на пласт.