1.3. Физико – гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов визейской залежи

Продуктивная толща [2] представляет собой переслаивание аргиллитов, крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых кварцевых песчаников. Песчаники и алевролиты сложены в различной степени окатанными зернами, сцементированными слабоглинистым крустификационным поровым цементом уплотнения. В цементе песчаников непродуктивного пласта Тл-1, залегающего выше продуктивного пласта Тл-2, присутствует примесь карбонатного материала. Пористость пород по керну в отдельных образцах достигает 31%, а проницаемость – 1,2мкм².

В ходе лабораторных исследований условий фильтрации нефти этого объекта в терригенных породах, показали, что в качестве нижнепредельных огут быть приняты следующие значения: пористость – 0,14 - 0,15; проницаемость – 0,014мкм².

Коэффициент вариации пористости для залежи – 34,8 %. Эта величина говорит о сравнительно хорошей однородности пласта коллектора по пористости. Пористость продуктивного пласта определяли как по керну, так и

по промыслово - геофизическим материалам. Геофизические данные приняты как более представительные.

Проницаемость пластов в большом объеме исследовано по керну и гидродинамическими методами. Коэффициент вариации – 124 %. При проектировании были взяты определения проницаемости, полученные в результате гидродинамических исследований за 1884-1985 г.

Нефтенасыщенность пород коллекторов определяли как в лабораторных условиях по керну, так и по материалам промыслово – геофизических исследований. Средняя нефтенасыщенность для проектирования взята по геофизическим данным, как более представительная. Коэффициент вариации – 6,6. Это свидетельствует о высокой степени однородности насыщенностью нефтью пластов коллекторов.

Таблица 4

Средние значения характеристик коллекторских свойств визейского объекта

Метод исследо- вания	Наименование	Ед изм	Количество		В среднем по пласту	Интервал измерений	Коэф-т вариации
			скв	опред
Лаборатор- ные иссле- дования керна	Проницаемость	мкм2	7	52	0,045	0-0,670	390
	Пористость	%	14	145	15,3	3,1-26,8	35,3
	Начальная нефтенасыщенность	%	8	31	73,5	20,3-99,5	30,0
	Пористость	%	37	105	16,2	5,7-31,0	34,8
	Начальная нефтенасыщенность	%	13	43	78,1	68,0-85,3	6,6
	Насыщенность связанной водой	%	13	43	21,9	32,0-14,7	22,6
Гидродина- мические исследова-ния	Проницаемость	мкм2	9	24	0,205	0,001-1,215	124
	Пористость	%	-	-	-	-	-
	Начальная нефтенасыщенность	%	-	-	-	-	-

Таблица 4 (продолжение)

Метод исследо- вания	Наименование	Ед изм	Количество		В среднем по пласту	Интервал измерений	Коэф-т вариации
			скв	опред
Принятые для проек- тирования	Проницаемость	мкм2			0,213
	Пористость	%			16,4
	Начальная нефтенасыщенность	%			88,0
	Насыщенность связанной водой	%			12,0

Проводимые на месторождении гидродинамические исследования включают в себя следующие работы: замер пластового давления; замер статического уровня; замер динамического уровня; динамографирование; исследования методом восстановления уровня и падения давления. Результаты этих исследований, характеризующие состояние залежи, за период с 1981-1985 приведены в таблице 5.

Водонефтесодержащие комплексы визейской залежи [2] представляют собой сложнопостроенные напорные системы. Замещение на залежи одних литологических разностей другими или полное выклинивание водоупоров между коллекторами позволяет рассматривать водонефтенасыщенную толщу тульского и бобриковского горизонтов как единую сложную гидродинамическую систему.

Залежь нефти имеет подошвенные и краевые воды и является частью гидродинамической системы, обладающей упругой энергией. Учитывая , что объем залежей нефти по сравнению с объемами водонапорной системы незначительны, позволяет судить о наличии упруго – водонапорного режима залежей.

Газонасыщенность нефтей незначительна (7-19 м³/т) [2], ввиду чего не может существенно влиять на вытеснение нефти к забоям скважин даже при значительном снижении давления на пласт. Залежь лишена газовых шапок.

Таблица 5

Гидродинамические исследования скважин и пластов визейского объекта

Наименование	Ед. изм	Количество		Интервал изменения	В среднем по пласту
		скважин	измерений
Начальное пласто- вое давление	МПа	154	139	-	15,5
Пластовая темпе- ратура	0С	7	9	-	30
Геотермический градиент	0С/м	7	9	-	2,1
Дебит нефти	т/сут	154	-	0,1-48,4	7
Обводненность весовая	%	154	-	0-99,3	47,8
Технологический газовый фактор	м3/т	154	-	-	9,9
Продуктивность	т/сут МПа	154	-	-	0,899
Удельная продук- тивность	т/сут МПа*м	154	-	-	0,202
Гидропроводность	мкм2*см мПа*с	154	-	-	77,4
Пьезопроводность	см2/сек	154	-	-	6900