- •1. Общая характеристика нефтедобывающего предприятия и района работ
- •2. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •3.1. Геологическое строение месторождения и залежи
- •3.1.1. Стратиграфия и литология
- •3.1.2. Тектоника
- •3.2. Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза
- •Пласт т2
- •Пласт т1
- •Пласт Бб2
- •Пласт Бб1
- •Пласт Тл2-б
- •Пласт Тл2-а
- •Пласты Бш1 и Бш2
- •Пласт в3в4
- •3.3. Геологическое строение продуктивных пластов
- •Обоснование внк башкирской залежи
- •3.3.1. Коллекторские свойства продуктивных пластов
- •3.3.2. Физико-химические свойства нефти и газа
- •3.3.3 Состав и свойства пластовых жидкостей
- •3.4. Гидрогеология
- •Примечание: в числителе указан размах значений, в знаменателе – среднее, в скобках – количество операций.
- •3.5. Запасы нефти и газа
- •3.6. Уточнение геологической характеристики залежи
- •4. Анализ состояния разработки башкирской залежи
- •4.1. История разработки месторождения
- •4.2. Энергетическая характеристика залежи
- •Улыкское поднятие.
- •4.4. Башкирский объект разработки. Анализ выполнения проектных решений
- •4.5. Контроль и регулирование разработки
- •4.6. Определение запасов нефти по действующему фонду добывающих скважин (Улыкское поднятие)
3.2. Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Павловском месторождении промышленно нефтеносны: верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласты Т2, Т1), нижне-средневизейский терригенный (пласты Мл, Бб2, Бб1, Тл2-б, Тл2-а,), окско-серпуховско-башкирский карбонатный (пласты Бш2, Бш1), московский терригенно-карбонатный (пласт В3В4).
Пласт т2
Небольшие по размерам залежи выделены в пределах пласта на Барановском (район скв. 741) и Южно-Павловском (районы скв. 728, 1021, 1051) поднятиях, т.е. там, где при испытании в колонне получена нефть. В пределах залежей пласт выдержан по площади кроме скв. 149 и 1015, где он замещен плотными по-родами. Эффективная толщина пласта 1.2 – 10.6 . Доля коллекторов составляет 25 – 42 %, коэффициент расчлененности 3.57 – 7.18 .
Размеры залежей составляют 0.9 – 1.6 х 0.6 – 1.0 км, этаж нефтеносности от 8.5 до 29.0 м. Тип залежей - пластовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1257 м до минус 1276 м .
Пласт т1
От вышележащих коллекторов визейского яруса пласт Т1 отделяется плотны-ми непроницаемыми породами толщиной 1.0 – 4.6 м. Нефтепроявления по керну отмечены до абсолютной отметки минус 1269.4 м в скв. 526. Пласт повсеместно распространен по площади, замещение его плотными породами отмечено только в скв. 22 Южно-Павловского поднятия. Эффективная толщина пласта (1.6 – 21.6 м ), наиболее развит он на территории Павловского поднятия. Доля коллекторов составляет 44–51 %, коэффициент расчлененности 7.00 – 12.76 .
К пласту Т1 приурочены залежи нефти на Березовском поднятии, Деткинском (районы скв. 217 и 258), объединяющая Барановское, Улыкское и Павловское под-нятия, на Южно-Павловском поднятии, в районах скв. 272, 2345, 531, 554, на Гри-горьевском поднятии (район скв. 1053) и в районе скв. 168.
Размеры залежей составляют 0.5 – 7.0 х 0.4 – 4.5 км, этаж нефтеносности от 0.8 до 40.9 м. Тип залежей - пластовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1248 м до минус 1281 м.
Пласт Бб2
Пласт Бб2 залегает в подошве бобриковского горизонта и отделяется от вышележащего пласта Бб1 аргиллитами толщиной 1 - 3 м.
Пласт Бб2 в 30 % скважин замещен плотными породами. Наибольших значений эффективная толщина достигает на Южно-Павловском (в скв. 1032 – 12.2 м), Григорьевском (в скв. 2374 – 11.0 м), Павловском (в скв. 105 – 9.2 м, в скв. 35 и 334 – 6.8 м). Пласт состоит из 1 - 2, реже из 3 - 4 прослоев. Толщина пласта с учетом аналогов 0.8 – 13.2 м. Коэффициент песчанистости 0.46 – 0.65, коэффициент расчлененности 1.13-1.86.
Пласт Бб2 нефтеносен на всей территории месторождения, кроме Березовского и Григорьевского поднятий.
Размеры залежей составляют 0.4 – 3.1 х 0.2 – 1.8 км, этаж нефтеносности от 1.3 до 28.7 м. Тип залежей - пластовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1196 м до минус 1227 м.
Пласт Бб1
Пласт Бб1 состоит из 1 - 2, редко из трех пропластков. Толщина пласта с учетом аналогов (1.2 – 11.0 м). Пласт замещен плотными породами в 60 % скважин, наиболее развит он на территории Деткинского и Григорьевского поднятий, а также в южной части Южно-Павловского поднятия. Коэффициент песчанистости пласта 0.17 – 0.74, коэффициент расчлененности 1.0 – 1.67.
Залежи нефти выделены на всех поднятиях кроме Березовского.
Размеры залежей составляют 0.2 – 2.8 х 0.2 – 0.9 км, этаж нефтеносности от 0.7 до 18.1 м. Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1188 м до минус 1227 м.