Файл: Общие сведения о месторождении.docx

Нефтегазоносность

В современном региональном тектоническом плане территория Павловского месторождения приурочена к Чернушинской валообразной зоне, осложняющей северный склон Башкирского свода.

В состав Павловского месторождения входят 9 куполов: Барановский, Григорьевский, Павловский, Улыкский и Южно-Павловский (Павловская разведочная площадь), а также Березовский, Восточно-Деткинский, Деткинский и Рябинкинский (Березовская разведочная площадь).

По пластам Т1, Тл2-б, Тл2-а, Бш1 и В3В4 залежи нефти и газа в пределах Павловской разведочной площади имеют общий контур нефтегазоносности, границы раздела куполов проведены условно. Для залежей обоснованы единые подсчетные параметры (кроме пл.Т1), по большинству подсчетных объектов залежи имеют единый флюидальный контакт. На Государственном балансе купола учтены раздельно.

Объекты разработки выделены без дифференциации по куполам. Купола Павловской разведочной площади (Барановский, Григорьевский, Павловский, Улыкский и Южно-Павловский) объединены в Павловскую площадь. Купола Березовской разведочной площади (Березовский, Восточно-Деткинский, Деткинский и Рябинкинский) остаются самостоятельными объектами баланса.

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Павловском месторождении промышленно нефтегазоносны: верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласты Фр, Фм5, Фм4, Фм2, Фм1, Т2, Т1,) визейский терригенный (пласты Мл, Бб2, Бб1, Тл2-б, Тл2-а,), верхневизейско-башкирский карбонатный (пласты Бш2 и Бш1), верейский карбонатный (пласт В3В4).

Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу-вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоёв. Корреляция продуктивных пластов проведена, в основном, по диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с учетом исследований керна и результатов испытаний, также привлекалась кавернометрия (ДС).

Павловское месторождение является многопластовым.

Геометризация пластов проведена с учётом трехмерного моделирования в программе IRAP RMS. Построение структурных карт проведено по кровле и подошве проницаемой части пластов.

Обоснование положения ВНК, ГНК и ГВК, а также условных подсчетных уровней (УПУ) проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин, также привлекались данные об испытаниях в открытом стволе.

---

Водонефтяные контакты (ВНК) по залежам с терригенными коллекторами принимались на основании данных ГИС и результатов испытаний, по залежам с карбонатными коллекторами – по отметкам нижних отверстий перфорации с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть. При обосновании флюидальных контактов предпочтение отдавалось условно вертикальным скважинам.

Использованы данные скв.500, 552, 555 Павловского месторождения, скважин 501 и 553 Жуковской разведочной площади, а также скв.9 Семинской разведочной площади, находящиеся в непосредственной близости от месторождения. Результаты испытаний этих скважин совместно с результатами сейсморазведки 3D на Западно-Жуковской площади (2016 г.) внесли значительные коррективы в структурные построения по пластам В3В4 и Бш1 и позволили уточнить отметки ВНК залежей Павловского купола.

5. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Физико-химические свойства нефти турнейского яруса изучались по 13 поверхностным пробам скважин, расположенных на Павловском, Улыкском, Деткинском, Есаульском и Барановском куполах. Изучены также 18 глубинных проб.

Нефть турнейского яруса относится к категории тяжёлых (плотность 0.907 г\см³), сернистых (содержание серы 3%) и смолистых (содержание смол сернокислотных 75%, силикагелевых 23%), с содержанием парафина около 3.5%.

Наблюдается постепенное увеличение плотности нефти в южном направлении с 0.890 г\см³ на Деткинском куполе до 0.937 г\см³ на Есаульском куполе.

Глубинные пробы нефти позволяют охарактеризовать свойства пластовой нефти только в центральной части Павловского месторождения. Впервые глубинные пробы нефти были исследованы в 1958 году Н. А. Пьянковым. Результаты исследований свидетельствуют, что давление насыщения составляет от 98 до 100 атм, газонасыщенность 46 м³\т, вязкость нефти в пластовых условиях 8 сп.

Зависимости плотности и объёмного коэффициента нефти турнейского яруса от давления не определялась.

Таблица 1 - Физико-химические свойства пластовой нефти.

Параметры пластовой нефти

пласт Т Тл+Бб Бш

давление насыщения нефти газом кгс\см² 105 107 53

газосодержание, м³\т 46 50 21

объёмный коэффициент 1,101 1,100 1,05

вязкость нефти, сп 9,0 6 16

плотность нефти г\см

---

³ 0,824 0,833 0,880

Параметры и состав разгазированной нефти

пласт Т Бб

плотность нефти, г\см³ 0,912 0,891

вязкость нефти 113,6 48,45

молекулярный вес 266 247

количество: серы 2,79 2,15

асфальтенов 4,9 4,56

парафинов 3,61 3,12
Таблица 2 - Физико-химические свойства газа.

Наименование		Газ, выделяемый при однократном разгазировании пластовой нефти	Попутный газ
Пласт		Т	Т
Плотность газа, г/л		1,110	1,248
Состав газа, %	Метан	56,8	46,73
	Этан	13,2	14,80
	Пропан	11,9	15,70
	Изобутан	6,8	2,50
	Н.бутан	6,8	5,33
	Изопентан	2,5	2,18
	Н.Пентан	2,5	2,50
	Гексан + высшие	2,5	0,2
	Гептан + высшие	Не определялось
	Углекислый газ	1,2	1,73
	Азот	7,6	9,28
	Сероводород	0,05	0,40
	Гелий	Не определялось

Таблица 3. Физико-химические свойства воды.

Свойства и химический состав пластовой воды
Пласт (горизонт)	Вязкость в пластовых условиях, Сп	Плотность в пластовых условиях	Содержание ионов			Мг/л
						Мг-экв/л
			Cl	SO4	HCO3		Ca++	Mg++		Ia+K++
1	2	3	4	5	6		7	8		9
Турнейский (Т)	1,64	1,181	167758 4727	688 14,32	103 1,70		16260 811	6685 550		77780 3380
Бобриковский (Бб)	1,80	1,187	170800 4817	19,7 0,41	86,6 0,60		19180 360	4380 360		84007 3500
Тульский (Тл)	1,64	1,173	163838 4620	169 3,53	5,9 0,09		18717 983	4595 377		76148 3312
Башкирский (Бш)	1,55	1,143	131172 3700	1020 21,26	48,8 0,80		8779 438	3430 181		72043 3002
Верейский (В3В4)	1,70	1,37	127299 3590	992 20,65	36,6 0,60		129985 648	4774 393		61680 2570

---

Запасы нефти и газа утверждены ГЗК РФ в 1968 году (протокол №5351 от 16.02.86г.). Запасы утверждены по пластам В3В4, Бш, Тл+Бб, T в объёме: категория С1 - 148041 тыс.т. балансовые, 60729 тыс.т. извлекаемые; категория С2 - 69602 тыс.т. балансовые, 16656 тыс.т. извлекаемые. В пласте В3В4 подсчитаны запасы свободного газа в объёме 4831 млн.м³.

В настоящее время проводятся работы по уточнению представления о геологическом строении и перерасчёт запасов нефти и газа.

Балансовые запасы нефти, в целом по месторождению составили: по категории С1 - 154206 тыс.т, по категории С2 - 14540 тыс.т. Запасы свободного газа по пласту В3В4 по категориям С1 и С2 составили 1338 млн.м³ и 7 млн.м³.

Извлекаемые запасы в целом по месторождению при утверждённых КИН составляют по категории С1 - 58458 тыс.т, С2 - 3592 тыс.т.

---

2 Техническая часть

1. Анализ фонда скважин месторождения

Павловское месторождение открыто в 1956 году, в опытную эксплуатацию введено в 1959 году, в промышленную разработку – в 1962 году. Закачка воды для поддержания пластового давления начата в 1964 году.

Действующим проектным документом на месторождении выделены пять эксплуатационных объектов, в том числе четыре нефтяных: C₁t (Т), C₁v (Тл-Бб-Мл), С₂b (Бш), C₂vr (В₃В₄), один газовый – газовая шапка C₂vr (В₃В₄). По состоянию на 01.01.2019 г. в разработке находятся все объекты, включая новый объект D₃fm-D₃f (Фм-Фр) (с 2018 г.), открытый после утверждения проектного документа.

Эксплуатационное бурение на месторождении осуществлялось в соответствии с проектными документами 1960, 1978, 2006 гг. в три этапа:

• 
  этап 1 (с 1961 по 1968 гг.) – объект Тл-Бб-Мл (основная залежь: Павловский, Улыкский, Южно-Павловский купола);
  
• 
  этап 2 (с 1985 по 1995 гг.) – объекты Т, Бш (Барановский, Павловский, Улыкский, Григорьевский, Южно-Павловский купола), Тл-Бб-Мл (Барановский купол), В₃В₄ (газовая шапка: Павловский, Григорьевский и Южно-Павловский купола);
  
• 
  этап 3 (с 2012 по 2018 гг.) – объекты Т, Тл-Бб-Мл (2012-2014 г. – западная часть Улыкского купола, юго-западная часть Павловского купола, 2014-2017 г. – Деткинский купол, 2017-2018 г. – Восточно-Деткинский купол).
  

Рисунок 2. Динамика бурения скважин и боковых стволов.

Разрабатываемые объекты неравномерно покрыты эксплуатационной сеткой скважин. Степень разбуренности проектного фонда скважин по объектам разработки изменяется от 34 % (C₂vr (В₃В₄) до 81-98 % (C₁t (Т), C₁v (Тл-Бб-Мл), C₂b (Бш)). Регулярные системы разработки с поддержанием пластового давления сформированы на основных объектах: C₁t (Т), C₁v (Тл-Бб-Мл), C₂b (Бш). На нефтяной части C₂vr (В₃В₄) на дату анализа организованы отдельные очаги разработки возвратным фондом скважин с других объектов. Разработка газовой шапки C₂vr (В₃В₄) осуществляется единичными скважинами.

По состоянию на 01.01.2019 г. пробуренный фонд скважин по месторождению составил 793 ед. (в т.ч. 136 – поисково-разведочных, 657 – из эксплуатационного бурения), из них:

---