Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек.

По площади Буруновского нефтяного месторождения был произведен отбор керна в 17 скважинах. Было пройдено 389,3 м с отбором керна и вынесено 175м кернового материала, что составило 44,9% от всего отобранного или 2,2% от всей вскрытой толщины разреза. При этом из продуктивной части вынесено 86,5 м (51,7% от проходки керна с отбором и 20,7% от вскрытой толщины нефтеносной части).

На Буруновской площади, как и по всем площадям «кинзебулатовской группы», отмечается сильная литологическая неоднородность продуктивной части разреза. Глинистость, доломитизация, сульфатизация и окремнение меняют состав отложений по разрезу и площади на коротких расстояниях. Хотя по описанию шлама и керна во всех скважинах и по всему разрезу отмечена трещиноватость, тонкая пористость и выходы по ним нефтепроявлений. Промышленная продуктивность скважин резко меняется как в сводовых, так и на периферийных частях структуры. Из-за такой сильной неоднородности литологического состава отложений и сложности коллекторских свойств пород по разрезу, также из-за отсутствия промыслово-геофизических исследований, выделить пласты коллекторов и пласта неколлекторов по разрезу отложений не представляется возможным. Поэтому промышленно-продуктивным по материалам опробования считается весь вскрытый разрез артинско-сакмарских отложений.

Покрышкой для Буруновской залежи нефти и газа служат верхняя пачка гипсо-ангидрито-глинистых пород кунгурского яруса .

Исследования пористости и проницаемости по образцам керна , отобранным при бурении продуктивных отложений в скважинах Буруновского месторождения, не проводились, что объясняется низким процентом выноса и плохим качеством керна. Промыслово-геофизический материал не был использован из-за отсутствия комплекса каротажа (ГК, НГК, МЗ, БКЗ) и неудовлетворительного качества имеющихся кривых кажущегося удельного сопротивления и ПС.

Из анализа разработки месторождений такого типа видно, что решающая роль в породах-коллекторах отводится трещинам. Трещиноватость по разрезам месторождений развита неравномерно и неоднотипно. Если разрез скважины не вскрывает крупные трещины, открытые зияющего типа, которые способствуют фильтрации нефти и газа, то промышленного притока нефти и газа в них не отмечается. Размеры этих трещин по выносимому керну определить не представляется возможным, так как керн выносится в нарушенном состоянии. Кроме того, такие процессы, как сульфатизация , кальцитизация , доломитизация и окремнение в разной степени по площади заполняют трещинные и поровые пустоты, ухудшая при этом коллекторские свойства пород. Поровое пространство в известняках и доломитах определено пелитоморфной и тонкопористой структурой, и поэтому матрица пород плотная , непроницаемая.

Таким образом, преобладающим типом коллектора по месторождению являются трещинный и трещинно-поровый, что потверждается также полученным совершенным геофизическим материалом ( с учетом кривых ГК, НГК, АК, БК и др.) на разбуренных в более позднее время месторождениях в зоне распространения Кинзебулатовского типа разрезов (Саратовско-Беркутовская, Табынско-Бакракская группы месторождений). Учитывая сопоставления удельных объемов пород объемов пород-коллекторов выше названных месторождений и литологическую характеристику разреза продуктивной толщи Буруновского месторождения с некоторой доли условности можно привести удельные объемы для выделенных типов коллекторов составят: для трещинно-порового –0,3; трещинного – 0,7 ( «Подсчет…Копытов А.В.).

Определение трещинной пористости не производилось , а принять по аналогии с месторождениями , изученными в более позднее время , представляет значительную трудность.

Имеющийся в неполном объеме промыслово-геофизический материал (отсутствие ГК, НГК, МЗ, БКЗ) , а также отсутствие материалов исследования керна (низкий процент его выноса) не дают возможности определить характер и степень насыщения пород-коллекторов по разрезу скважин. По аналогии с Табынским и Волостновским месторождениями для коллекторов трещинно-порового типа нефтенасыщенность принята 90 %.